Read SPESIFIKASI text version

PT PLN (Persero) P3B Jawa Bali

SPESIFIKASI

SISTEM OTOMASI GARDU INDUK

PT PLN (Persero) Jawa Bali 2011

Spek SOGI, 20 Mei 2011

PT PLN (Persero) P3B Jawa Bali

DAFTAR ISI

1. 1.1. 1.2. 1.3. 1.4. 1.5. 1.6. 1.6.1. 1.6.2. 1.7. 1.8. 2. 2.1. 2.2. 2.3. 2.4. 3. 3.1. 3.2. 3.2.1. 3.2.2. 3.2.3. 3.3.1. 3.3.2. 3.3.3. 3.3.4. 3.3.5. 3.4. 3.4.1. 3.4.2. 3.5. 3.6. 3.6.1. 3.6.2. 3.6.3. 3.7. 3.7.1. 3.7.2. 3.7.3. 3.8. 3.9. 3.9.1. 3.10. 3.11. 3.12. 3.12.1. 3.12.2. 3.12.3. 3.12.4. 4. 4.1. Pendahuluan ........................................................................................................8 Latar Belakang .....................................................................................................8 Perbedaan GI Konvesional dengan SOGI...........................................................9 Demo Fungsi ...................................................................................................... 10 Syarat Teknis...................................................................................................... 12 Syarat Non Teknis .............................................................................................. 15 Implementasi SOGI ............................................................................................ 16 Gardu Induk Baru ............................................................................................... 16 Penambahan Bay Baru ...................................................................................... 16 Lingkup Pekerjaan ............................................................................................. 16 Suku cadang....................................................................................................... 18 Standar yang digunakan.................................................................................... 19 Daftar Istilah ....................................................................................................... 19 Standar Lingkungan .......................................................................................... 20 Standar Komunikasi .......................................................................................... 21 Standar Sistem Otomasi Gardu Induk .............................................................. 21 Penjelasan Umum .............................................................................................. 22 Perbandingan Mapping Data RTU dengan SOGI ............................................. 22 Arsitektur Hardware ........................................................................................... 22 Station Level Opsi 1 ........................................................................................... 23 Station Level Opsi 2 ........................................................................................... 23 Bay Level untuk 150 kV double busbar ............................................................ 24 Bay Level untuk 150 kV one-half breaker ......................................................... 25 Bay Level untuk 500 kV one-half breaker ......................................................... 27 Bay Transformer ................................................................................................ 28 Bay Trafo Baru dan Mengganti RTU Eksisting................................................. 29 Diameter Baru, Pembangkit Baru dan Mengganti RTU Eksisting ................... 30 Arsitektur Software Sistem Otomasi Gardu Induk........................................... 31 Penamaan IED dan substation .......................................................................... 31 IP Address .......................................................................................................... 33 Peletakan peralatan ........................................................................................... 34 Level Otomasi GI ................................................................................................ 34 Bay Level ............................................................................................................ 34 Station Level....................................................................................................... 36 Link Komunikasi ................................................................................................ 37 Kondisi Umum.................................................................................................... 37 Identifikasi Assembly dan Komponen .............................................................. 37 Enginering Tools ................................................................................................ 37 Mekanikal ............................................................................................................ 37 Fungsi Aplikasi .................................................................................................. 38 Hierarki kontrol .................................................................................................. 38 Penjelasan Sistem Kontrol ................................................................................ 39 Dependability ..................................................................................................... 39 Kinerja................................................................................................................. 39 Interface .............................................................................................................. 40 Proses Interface ................................................................................................. 40 Interface Komunikasi ......................................................................................... 40 Human Machine Interface .................................................................................. 40 Engineering Interface ........................................................................................ 40 Fungsi SCADA ................................................................................................... 41 Akuisisi data ....................................................................................................... 41

Spek SOGI, 05 Januari 2011

1 dari 111

PT PLN (Persero) P3B Jawa Bali

4.2. 4.3. 4.4. 4.5. 4.6. 4.6.1. 4.7. 4.8. 4.9. 4.10. 5. 5.1. 5.2. 5.3. 5.4. 5.5. 6. 6.1. 6.2. 6.2.1. 6.2.2. 6.2.3. 6.3. 6.4. 6.5. 6.6. 6.7. 6.7.1. 6.7.2. 6.8. 6.9. 6.9.1. 6.9.2. 6.9.3. 7. 8. 9. 10. 11. 10.1. 10.2. 10.3. 10.4. 12. 11.1. 11.1.1. 11.1.2. 11.1.3. 11.1.4. 11.1.5. 11.2.

Masukan Digital .................................................................................................. 41 Peralatan kendali................................................................................................ 42 Masukan Analog................................................................................................. 42 Urutan Kejadian (Sequence Of Event / SOE) .................................................... 42 Keluaran Analog................................................................................................. 42 Perintah Load Frequency Control (LFC)........................................................... 42 Resolusi Waktu SOE .......................................................................................... 43 Sinkronisasi Waktu SOE.................................................................................... 43 Pengambilan Data Lokal SOE ........................................................................... 43 Fasilitas Uji Simulasi Kendali (Local Test) ....................................................... 43 Fungsi Komunikasi ............................................................................................ 44 Interface Komunikasi ......................................................................................... 44 Port komunikasi IED .......................................................................................... 44 Modem ................................................................................................................ 44 Protokol Komunikasi Gateway .......................................................................... 44 Switch Over Link Komunikasi ........................................................................... 44 Fungsi Human Machine Interface ..................................................................... 45 Work Station Local HMI ..................................................................................... 45 Manajemen Otomasi GI...................................................................................... 45 Human Machine Interface (HMI) ........................................................................ 45 Tampilan ............................................................................................................. 46 Fungsi utama...................................................................................................... 46 Status IED ........................................................................................................... 47 Security Control Select-check-before-execute. ............................................... 47 Perintah Immediate Execute.............................................................................. 47 Sekuritas Pesan ................................................................................................. 47 Laporan Urutan Kejadian................................................................................... 47 Alarm................................................................................................................... 48 Hirarki user ......................................................................................................... 48 Rekaman data..................................................................................................... 48 Otomasi .............................................................................................................. 49 System interlocking ........................................................................................... 49 Automatic Voltage Regulation .......................................................................... 49 Konfigurasi Otomasi GI ..................................................................................... 49 Gateway .............................................................................................................. 50 Station Unit ......................................................................................................... 51 Workstation ........................................................................................................ 52 Switch ................................................................................................................. 53 IED Bay Control Unit (BCU) ............................................................................... 54 IED I/O Unit (IED I/O) .......................................................................................... 55 Remote Terminal Unit untuk LFC ...................................................................... 56 Automatic Voltage Regulator ............................................................................ 56 IED Meter ............................................................................................................ 59 IED Relai Proteksi .............................................................................................. 60 IED Proteksi 500 kV (One and Half Breaker) .................................................... 60 IED Proteksi Line 500 kV ................................................................................... 60 IED Proteksi IBT 500/150/66 kV ......................................................................... 60 IED BUSPRO 500 kV .......................................................................................... 61 IED Proteksi Diameter 500 kV............................................................................ 61 IED Proteksi Reaktor 500 kV ............................................................................. 61 IED Proteksi 150 kV............................................................................................ 62

2 dari 121

Spek SOGI, 25 Mei 2011 rev24

PT PLN (Persero) P3B Jawa Bali

11.2.1. 11.2.2. 11.2.3. 11.2.4. 11.2.5. 13. 12.1. 12.2. 12.3. 12.4. 12.5. 12.6. 12.7. 12.8. 14. 13.1. 13.2. 13.3. 13.4. 13.5. 13.6. 13.7. 13.8. 13.9. 13.10. 13.11. 15. 15.1. 15.2. 15.3. 15.4. 15.5. 15.6. 15.7. 15.9.1. 15.9.2. 15.9.3. 15.9.4. 16. 16.1. 16.2. 16.3. 16.4. 15.4.1. 15.4.2. 15.4.3. 16.5. 16.6. 16.7. 16.8. 16.9. 15.10.1. 15.10.2.

IED BUSPRO dan Coupler (konfigurasi double busbar) ................................. 62 IED BUSPRO dan Diameter 150 kV (Konfigurasi One And Half Breaker) ....... 62 IED Proteksi Line 150 kV .................................................................................. 62 IED Proteksi Transformator 150/20 kV atau 150/70 kV .................................... 63 IED Proteksi Kapasitor 150 kV .......................................................................... 63 Spesifikasi relay 500 KV .................................................................................... 64 Distance Relay 500 KV ....................................................................................... 64 Line Current Differential 500 KV ....................................................................... 65 Transformer Differential Relay & Restricted Earth Fault 500 KV ................... 67 Over Current Relay, Ground Fault, Thermal Relay 500 kV .............................. 68 Circulating Current Protection 500 KV ............................................................. 70 Busbar Protection Relay 500 KV ....................................................................... 71 Circuit Breaker Failure/Short Zone 500 KV ...................................................... 72 Three Phase Under/Over Voltage Relay 500 KV............................................... 73 Spesifikasi relay 150 kV ..................................................................................... 75 Distance Relay 150 KV ....................................................................................... 75 Line Current Differential 150 KV ....................................................................... 76 Transformer Differential Relay & REF 150 kV .................................................. 78 Over Current, Ground Fault, Thermal Relay 150 dan 20 KV ........................... 79 Frequency Relay 150 KV.................................................................................... 80 Stand Bay Earth Fault 20 KV ............................................................................ 82 Circulating Current Protection 150 KV ............................................................. 83 Busbar Protection Relay 150 KV ....................................................................... 84 Circuit Breaker Failure/Short Zone 150 KV ...................................................... 85 Unbalance Relay 150 KV.................................................................................... 86 Three Phase Under/Over Voltage Relay 150 KV............................................... 88 Penunjang .......................................................................................................... 90 Terminal Block ................................................................................................... 90 Kubikel ................................................................................................................ 91 Kabel Low Voltage ............................................................................................. 92 Kabel Telekomunikasi ....................................................................................... 93 Inverter 110 VDC ke 220 VAC ............................................................................ 93 Overvoltage Arrester ......................................................................................... 94 Layout Panel Kontrol dan Proteksi ................................................................... 94 Layout panel kontrol dan proteksi untuk 150 kV double busbar .................... 94 Layout panel kontrol dan proteksi untuk 150 kV one-half breaker ................. 95 Layout panel kontrol dan proteksi untuk 500 kV one-half breaker ................. 96 Posisi Lokal HMI................................................................................................. 98 Testing And Commissioning ............................................................................. 99 Acceptance Testing ........................................................................................... 99 Perencanaan Acceptance Test ......................................................................... 99 Prosedur Acceptance Test ................................................................................ 99 Pengujian Peralatan (Equipment Test) ........................................................... 100 Pengujian visual ............................................................................................... 100 Verifikasi kemampuan maksimum dan ekspansi........................................... 100 Pengujian diagnostic perangkat keras ........................................................... 100 Pengujian fungsional sistem ........................................................................... 100 Pengujian kinerja sistem ................................................................................. 101 Preliminary Factory Acceptance Tests ........................................................... 101 Pengujian sistem 150 jam................................................................................ 101 Factory Acceptance Tests ............................................................................... 102 Klasifikasi Kegagalan ...................................................................................... 103 Pengujian secara berurutan ............................................................................ 103

3 dari 121

Spek SOGI, 25 Mei 2011 rev24

PT PLN (Persero) P3B Jawa Bali

15.10.3. 15.10.4. 16.10. 16.10.1. 16.10.2. 16.11. 16.11.1. 16.11.2. 16.11.3. 16.12. 16.13. 17. 17.1. 17.2. 17.3. 17.3.1. 17.3.2. 17.4. 17.5. 17.6. 17.7. 18. 18.1. 18.2. 18.2.1. 18.2.2. 18.2.3. 18.3. 18.3.1. 18.3.2. 18.3.3. 18.3.4. 18.4. 18.4.1. 18.4.2. 18.4.3. 18.4.4. 18.4.5. 18.5. 18.5.1. 18.5.2. 18.5.3. 18.5.4. 18.5.5. 18.6. 18.6.1. 18.6.2. 18.6.3. 18.7. 18.8. 18.9. 19.

Lingkup pengujian ........................................................................................... 103 Pengujian Protokol .......................................................................................... 104 Instalasi Sistem dan Pengujian ....................................................................... 105 Persiapan Instalasi........................................................................................... 105 Pengujian .......................................................................................................... 105 Site Acceptance Test ....................................................................................... 105 Kondisi pengujian. ........................................................................................... 105 Pengujian secara berurutan ............................................................................ 106 Lingkup pengujian ........................................................................................... 106 Pengujian Kemampuan (Availability Test) ..................................................... 106 Garansi ............................................................................................................. 107 Training............................................................................................................. 108 Kebutuhan Umum ............................................................................................ 108 Training Schedule ............................................................................................ 108 Training Program ............................................................................................. 108 Overview Terhadap Perangkat Keras dan Lunak........................................... 108 Pembekalan ...................................................................................................... 109 Training SOGI ................................................................................................... 109 Pembuatan Database ....................................................................................... 109 Pembuatan Display HMI................................................................................... 110 Manajemen Sistem Perangkat Lunak ............................................................. 110 Dokumentasi .................................................................................................... 110 Perencanaan Dokumentasi ............................................................................. 111 Dokumentasi Desain ........................................................................................ 111 Dokumen Desain Perangkat Keras ................................................................. 111 Dokumen Desain Perangkat Lunak................................................................. 112 Dokumen Desain yang Terkonsep .................................................................. 112 Dokumentasi Implementasi ............................................................................. 112 Site Preparation dan Sistem Installation Manual ........................................... 112 Dokumentasi Acceptance Test Plan ............................................................... 112 Dokumentasi Acceptance Test Procedure ..................................................... 113 As-Built Documentation .................................................................................. 113 Dokumentasi Pengguna (User) ....................................................................... 113 Operator User Manual ...................................................................................... 113 Engineer User Manual ..................................................................................... 114 Hardware Maintenance Manual ....................................................................... 114 Software Maintenance Manual ........................................................................ 115 Perangkat Lunak pada Media Penyimpanan .................................................. 115 Project Documentation .................................................................................... 115 Project Schedule .............................................................................................. 116 Review Desain Sistem ..................................................................................... 117 Project Progress Report .................................................................................. 117 Minute of Project Meeting ................................................................................ 117 Dokumentasi Perubahan Kontrak ................................................................... 117 Kebutuhan Umum ............................................................................................ 117 Documentation Submittal Requirement ......................................................... 117 Documentation Preparation Requirement ...................................................... 118 Review Dokumentasi ....................................................................................... 120 Publikasi ........................................................................................................... 120 Gambar dan Dokumen Approval ..................................................................... 120 Dokumen manual untuk Instalasi, Operasi dan Pemeliharaan ..................... 121 Lisensi .............................................................................................................. 121

Spek SOGI, 25 Mei 2011 rev24

4 dari 121

PT PLN (Persero) P3B Jawa Bali

Spek SOGI, 25 Mei 2011 rev24

5 dari 121

PT PLN (Persero) P3B Jawa Bali

DAFTAR GAMBAR

Gambar 1 Perbandingan Mapping Data RTU dan SOGI ....................................................... 22 Gambar 2 Konfigurasi SOGI ........................................................................................................ 22 Gambar 3 Arsitektur Station Level Opsi 1 ............................................................................... 23 Gambar 4 Arsitektur Station Level Opsi 2 ............................................................................... 23 Gambar 5 Arsitektur Bay Level untuk 150 KV double busbar ............................................ 24 Gambar 6 Arsitektur Bay Level untuk 150 KV one-half breaker ........................................ 25 Gambar 7 Arsitektur Bay Level untuk 500 KV one-half breaker ........................................ 27 Gambar 8 Arsitektur Bay Transformer ...................................................................................... 28 Gambar 9 Bay Trafo Baru dan Mengganti RTU Eksisting.................................................... 29 Gambar 10 Diameter Baru, Pembangkit Baru dan Mengganti RTU Eksisting ................ 30 Gambar 11 Hirarki Kontrol ........................................................................................................... 38 Gambar 10 Kubikel bay IED ......................................................................................................... 91 Gambar 11 Inverter 110 VDC ke 220 VAC................................................................................. 93 Gambar 12 Layout Panel Kontrol dan Proteksi untuk 150kV double breaker ................ 94 Gambar 13 Layout Panel Kontrol dan Proteksi untuk one-half breaker .......................... 95 Gambar 14 Layout Panel Proteksi Line & IBT untuk 500 kV one-half breaker ............... 96 Gambar 15 Layout Panel Kontrol dan Proteksi Busbar 500 kV one-half breaker.......... 97 Gambar 16 Lokal HMI .................................................................................................................... 98

Spek SOGI, 25 Mei 2011 rev24

6 dari 121

PT PLN (Persero) P3B Jawa Bali

DAFTAR TABEL

Tabel 1 Perbedaan GI Konvensional dengan SOGI .................................................................. 9 Tabel 2 Standarisasi Addressing Komunikasi ......................................................................... 33 Tabel 3 Spesifikasi Umum untuk IED ......................................................................................... 36 Tabel 4 Dokumentasi Desain ...................................................................................................... 118 Tabel 5 Dokumentasi Implementasi .......................................................................................... 118 Tabel 6 Dokumentasi User .......................................................................................................... 118 Tabel 7 Project Documentation .................................................................................................. 118

Spek SOGI, 25 Mei 2011 rev24

7 dari 121

PT PLN (Persero) P3B Jawa Bali

Spesifikasi Sistem Otomasi Gardu Induk 1. Pendahuluan Setiap pembangunan gardu induk baru untuk teleinformasi pada peralatan tegangan tinggi (primer) harus memenuhi Standardisasi Teleinformasi Data untuk Pemeliharaan Instalasi Sistem Tenaga Listrik SPLN S5.002:2008 dengan SK Dir No.169.K/DIR/2009 agar informasinya dapat diakusisi oleh Sistem Otomasi Gardu Induk (SOGI) secara maksimal yang diperlukan untuk informasi pemeliharaan. Spesifikasi ini hanya membahas hal-hal yang berhubungan dengan SOGI. Yang tidak dibahas pada Spesifikasi SOGI ini adalah peralatan tegangan tinggi, power supply, telekomunikasi, disturbance fault recorder, fault locator, energy meter, dll) yang dibutuhkan dalam gardu induk (GI). Latar Belakang Otomasi peralatan sisi sekunder gardu induk telah berkembang mulai dari terciptanya peralatan multi fungsi Intelligent Electronic Device (IED) sampai dengan SOGI yang sesuai dengan Standardisasi Teleinformasi Data untuk Pemeliharaan Instalasi Sistem Tenaga Listrik SPLN S5.002:2008 dengan SK Dir No.169.K/DIR/2009. Pada otomasi gardu induk terdiri dari peralatan proteksi, kontrol dan pengukuran yang dapat berkomunikasi satu sama lain baik secara lokal maupun secara remote. Otomasi gardu induk akan diimplementasikan di GI 150 KV dan GITET 500 KV Gardu induk tegangan tinggi konvensional mulai bergeser ke gardu induk otomasi, saat ini peralatan yang ditawarkan pabrikan sudah berbasis ke otomasi gardu induk maka PT PLN (Persero) P3B JB akan mengimplementasikan SOGI pada GI baru, penambahan beberapa bay baru atau rehabilitasi GI. Pertimbangan untuk mengimplementasikan SOGI adalah : a. Jumlah operator yang terbatas untuk mengoperasikan gardu induk, apalagi dengan beberapa tambahan gardu induk baru sehingga PT PLN (Persero) P3B JB menerapkan pola Gardu Induk Tanpa Operator (GITO). Teknologi Sistem Otomasi Gardu Induk sejalan dengan pola GITO. b. Kemampuan IED dalam mencatat historical data peralatan sejalan dengan pola Condition Base Maintenance (CBM).

1.1.

Spek SOGI, 25 Mei 2011 rev24

8 dari 121

PT PLN (Persero) P3B Jawa Bali

1.2.

Perbedaan GI Konvesional dengan SOGI

Tabel 1 Perbedaan GI Konvensional dengan SOGI

No.

KONVENSIONAL KONTRUKSI

OTOMASI

1 2 3 4 5 6 7

Menitikberatkan pada hardware (switch, lampu indikator, semafor, meter, annunciator, dll) Banyak kabel Lebih banyak ruang yang diperlukan Lebih sulit dalam Instalasinya Engineering software lebih sederhana Interlocking dilakukan dengan rangkaian perkabelan/hardware Harga kurang kompetitif (banyak perkabelan yang diperlukan) Instalasi lebih sulit Pengujian software lebih mudah Melalui panel kontrol (discrepancy switch, tombol, lampu indikator, semafor) Pencatatan kejadian secara manual Pencatatan trip secara manual Pengukuran dicatat secara manual Rekaman kejadian lebih sulit untuk didapatkan Komunikasi ke pusat kendali (master station) dilakukan melalui perantaraan sistem lainnya (RTU) Memerlukan banyak operator

Menitikberatkan pada sistem computer/IT (PC, monitor, server, ethernet switch, dll.) Sedikit membutuhkan kabel Lebih kecil ruang yang diperlukan Lebih mudah dalam Instalasinya Engineering software lebih banyak dan rumit Interlocking dilakukan dengan fungsi logika software Harga lebih kompetitif (lebih sedikit perkabelan yang diperlukan) Instalasi lebih mudah Pengujian software lebih banyak dan rumit

COMMISSIONING 1 2

1 2 3 4 5 6

OPERASI Melalui monitor (Human Machine Interface) dengan basis komputer Pencatatan kejadian secara otomatis Pencatatan trip secara otomatis Pengukuran tercatat secara otomatis Rekaman kejadian lebih mudah untuk didapatkan Komunikasi ke pusat kendali (master station) dilakukan secara langsung (melalui protokol)

PEMELIHARAAN 1 2 Memerlukan sedikit operator Mudah dalam pemeliharaan karena sebagian besar Lebih sulit dalam pemeliharaan karena peralatan memiliki fasilitas monitoring secara kurangnya fasilitas monitoring secara otomatis otomatis TROUBLE SHOOTING Lebih sulit dalam Instalasinya Lebih mudah & sederhana dalam pemakaian software Lebih banyak berkenaan dengan hardware Instalasinya lebih mudah (dapat diamati) Tidak dibutuhkan pengetahuan khusus mengenai software Lebih mudah dalam Instalasinya Lebih sulit dan rumit dalam pemakaian software Lebih banyak berkenaan dengan software Lebih sulit karena berbasis sofware (tidak dapat diamati dengan mudah) Dibutuhkan pengetahuan khusus mengenai software

1 2 3 4 5

1 2

KEHANDALAN Lebih rendah karena banyaknya instalasi Lebih tinggi karena lebih sedikitnya instalasi perkabelan/hardware perkabelan/harware Rendah karena sedikitnya fungsi monitoring Lebih tinggi karena adanya fungsi monitoring otomatis pada peralatan otomatis pada semua peralatan

Spek SOGI, 25 Mei 2011 rev24

9 dari 121

PT PLN (Persero) P3B Jawa Bali

1.3.

Demo Fungsi a. Untuk mendapatkan SOGI yang bekualitas maka peserta lelang harus membawa perangkat minimal untuk melakukan demo fungsi SOGI. b. Komunikasi ke master station dengan protocol IEC 60870-5-101 dan IEC 60870-5-104. Fungsi SCADA dari Human Machine Inteface di Master Station (IRCC atau RCC) sampai IED dan Human Machine Inteface Lokal GI sampai IED. c. SOGI dapat komunikasi dengan tiga (3) merk IED menggunakan protokol IEC 61850 dan mengikuti tes konvensi IEC 61850 yang dilakukan di PT.PLN (Persero) P3B Jawa Bali. d. Demo fungsi dilakukan bersamaan klarifikasi teknik sampul pertama, sebelum pembukaan penawaran harga sampul ke-dua (Mengusulkan agar proses lelang dilaksanakan dua sampul satu tahap). e. Item demo fungsi sebagai berikut :

No

1 a Protokol Komunikasi ke Master Station - IEC 60870-5-101 - IEC 60870-5-104 - HNZ (Konverter bila diperlukan) - Indactic 33 (Konverter bila diperlukan) Konfigurasi komunikasi - Partyline - Serial port RS232 - Full handshaking (RTS, CTS, CD) Komunikasi ke RTU untuk AGC/LFC - IEC 60870-5-101 - IEC 60870-5-104 SOGI dapat komunikasi dengan (tiga) merk IED - IEC 61850 Input /Output IED - Digital Input Single - Digital Input Double - Digital Output - Analog Input - Analog Output (khusus RTU) Time Tag - IED - Lokal HMI - HMI di Dispatcher Database - Down Load - Up Load - Komperisasi database IED 3 Lulus

Pengujian

Acuan

Kesimpulan

OK NOK

Lulus Lulus Lulus Lulus

b

Lulus Lulus Lulus

c

Lulus Lulus

d

2

Lulus Lulus Lulus Lulus Lulus

3

Lulus Lulus Lulus

4

Ke Lap Top Ke SOGI

Spek SOGI, 25 Mei 2011 rev24

10 dari 121

PT PLN (Persero) P3B Jawa Bali

5 a

Alarm Link untuk IED - dilepas - dihubungkan Link Ke antar Switch - dilepas - dihubungkan Link ke Station Unit dan Gateway - dilepas - dihubungkan Link ke Master Station - dilepas - dihubungkan Automatic switch over link serial - Main - Back Up 110 VDC untuk IED - dilepas - dihubungkan 110 VDC untuk Switch - dilepas - dihubungkan 110 VDC/220VAC untuk Gateway - dilepas - dihubungkan Card Digital Input *) - dilepas - dimasukkan Card Digital Output *) - dilepas - dimasukkan Card Analog Input *) - dilepas - dimasukkan Card Analog Output *) - dilepas - dimasukkan Tegangan Pengaman Inverse tegangan 48 Vdc 110 Vdc Performance Digital input 1.000 Alarm/menit

Alarm Normal

b

Alarm Normal

c

Alarm Normal

d

Alarm Normal

e

Main Back Up

f

Alarm Normal

g

Alarm Normal

h

Alarm Normal

i

Alarm DI Normal

j

Alarm DO Normal

k

Alarm AI Normal

l

Alarm AO Normal

6

Tidak rusak

(-15% / +25%) (-15% / +10%)

7

CPU peak 50% RAM 50%

Catatan :

Spek SOGI, 25 Mei 2011 rev24

11 dari 121

PT PLN (Persero) P3B Jawa Bali

*) Khusus untuk yang modular, kalau ada gangguan tidak mengganggu fungsi I/O IED yang normal

1.4.

Syarat Teknis a. Teleinformasi gardu induk baru untuk peralatan tegangan tinggi (primer) harus memenuhi Standardisasi Teleinformasi Data untuk Pemeliharaan Instalasi Sistem Tenaga Listrik SPLN S5.002:2008 dengan SK Dir No.169.K/DIR/2009 Fabrikan remote station harus mempunyai produk RTU, IED I/O, IED BCU dan IED relay proteksi, station unit, lokal HMI dan aplikasi SOGI. Semua jenis IED harus menggunakan protokol IEC 61850. Peserta lelang melampirkan surat keterangan lulus uji protokol IEC 60870-5-101 dan IEC 61850 di PT PLN P3B JB Protokol IEC 60870-5-101, IEC 60870-5-104, HNZ, Indactic 33 dan IEC 61850 harus masuk (embeded) pada SOGI diuji saat FAT dan pada saat FAT tidak menggunakan konverter protokol. Lulus uji protokol, komunikasi partyline dan serial port RS232 harus bisa dikonfigurasi untuk full handshaking (RTS, CTS, CD). Dokumen manual, tool untuk konfigurator dalam bahasa Indonesia dan atau bahasa Inggris. Setiap jenis card mempunyai nomor part. Vendor harus mempunyai minimal 2 (dua) orang enjiner warga negara Indonesia yang mampu mengintegrasikan BCU dan IED proteksi didalam sistem SOGI (Dibuktikan dengan demo, mampu mengintegrasikan BCU dan IED proteksi didalam sistem SOGI yang terdiri dari BCU, relay proteksi, station unit, gateway yang terhubung dengan JCC). Saat FAT harus diuji fungsi SOGI dengan konfigurasi 2 (dua) bay feeder, 2 (dua) bay transformer, double busbar, 1 (satu) Couple dengan 5 (lima) merk relay proteksi yang menggunakan protokol IEC 61850. SOGI harus Original Engineering Manufacture (OEM) IED relay tidak diijinkan digunakan untuk fungsi BCU atau sebaliknya. SOGI harus terdiri dari station level dan bay level. Setiap implementasi pembangunan SOGI berupa : 1. Station level diterapkan pada pembangunan GI baru (peralatan primer Gardu Induk dapat mengakomodasi teleinformasi data fungsi pemeliharaan), penambahan bay baru & rehabilitasi GI. Penerapan bay level untuk penambahan bay baru atau rehabilitasi GI dapat menggunakan pilihan sebagai berikut :

Bay Level Opsi 1 : RTU IED I/O Proteksi Existing Panel Kontrol Existing Bay Baru Otomasi

b.

c. d.

e. f. g. h.

i.

j. k. l.

2.

Spek SOGI, 25 Mei 2011 rev24

12 dari 121

PT PLN (Persero) P3B Jawa Bali

Opsi 2 Opsi 3

: :

Existing

BCU per CB Otomasi

Otomasi

m.

Surat keterangan dari institusi independen bahwa kualitas komponen SOGI masuk dalam kelas industrial, yang tahan terhadap : Asam (korosi / karat) Petir Elektromagnetik Tegangan lebih Panas Kelembaban Menyerahkan file Substation Configuration Description (SCD) kepada PLN P3B JB saat FAT dan SAT. Seluruh peralatan yang disupply harus dijamin kualitasnya mulai dari material, desain teknik dan prosedur fabrikasi, testing dan packingnya, dan harus ditunjukkan dengan sertifikat Quality Control/Assurance system pabrik. Barang yang telah dipasok harus dijamin 100 % (seratus persen) baru dan asli (genuine) sesuai dengan spesifikasi teknik yang dipesan dan bebas dari cacat kerusakan yang terlihat maupun yang tersembunyi, dan harus disertai dengan dokumen-dokumen : Asli Certificate of Origin dan Certificate of Manufacture termasuk Factory test certificate". Buku Instruction Manual, dalam bentuk hardcopy dan softcopy. Komunikasi antara IED BCU, IED Protection Unit (PU), station unit dan gateway menggunakan protokol standard IEC 61850. Untuk gardu induk konvensional migrasi menjadi SOGI dilakukan bertahap dengan menggunakan gateway, IED I/O, dan bertahap penggantian IED proteksi. Standar fungsi mininum yang harus dimiliki SOGI Telesignal Telecontrol Telemetering Event list Alarm list Trending Disturbance Fault Recording Remote reading Konfigurasi SOGI adalah single ring dengan redundant server (hot standby) dan single gateway (failure server tidak boleh mengganggu fungsi gateway). Setiap Panel dilengkapi dengan ethernet switch. Gateway lulus uji protokol IEC 60870-5-104, IEC 60870-5-101 dan dapat berkomunikasi secara parelel dengan minimal tiga control center (Inter Regional Control Center / IRCC, RCC dan DCC).

13 dari 121

n. o.

p.

q. r.

s.

t.

u. v.

Spek SOGI, 25 Mei 2011 rev24

PT PLN (Persero) P3B Jawa Bali

w. x. y.

SOGI dapat berkomunikasi minimal dengan tiga merk IED sesuai hasil konvensi IEC 61850 di PT PLN (Persero) P3B JB. Gateway terhubung langsung ke switch LAN atau terintegrasi di station unit atau terhubung langsung ke station unit Penerapan standard SCADA (Teleinformasi Plan) dalam SOGI harus mengikuti Standardisasi Teleinformasi Data untuk Operasi Jaringan Tenaga Listrik SPLN S5.001:2008 dengan SK Dir No.168.K/DIR/2009 dan Standardisasi Teleinformasi Data untuk Pemeliharaan Instalasi Sistem Tenaga Listrik SPLN S5.002:2008 dengan SK Dir No.169.K/DIR/2009 Pemetaan (mapping) database di gateway harus mengikuti Standardisasi Teleinformasi Data untuk Operasi Jaringan Tenaga Listrik SPLN S5.001:2008 dengan SK Dir No.168.K/DIR/2009 dan Standardisasi Teleinformasi Data untuk Pemeliharaan Instalasi Sistem Tenaga Listrik SPLN S5.002:2008 dengan SK Dir No.169.K/DIR/2009

z.

aa. Mapping data operasi dan pemeliharaan dilakukan di master station untuk kebutuhan dispatcher dan MCC. bb. Elektro mechanical protection (alarm dan trip) pada transformator dan shunt reactor ditarik langsung ke dua IED proteksi (main dan backup) dengan keharusan memberikan keamanan terhadap kemungkinan pengaruh induksi cc. IED proteksi dan IED BCU menggunakan protokol IEC 61850 dd. IED proteksi dan IED BCU langsung terhubung pada single ring system otomasi gardu induk bb. Interlocking antar IED BCU dengan menggunakan GOOSE cc. SOGI menggunakan fungsi lockout relay (dengan gerbang Logic) yang terdapat di dalam IED proteksi dd. Fungsi AR (auto reclose) dan synchronizing cek menjadi bagian dari BCU ee. Load Frequency Control (LFC) dan kontrol pembangkit 500 kV terhubung ke IRCC. ff. LFC pembangkit 150 kV terhubung ke Inter Regional Control Center (IRCC) sedangkan kontrolnya ke Regional Control Center (RCC)

gg. IED menggunakan tegangan 110 VDC sedangkan Station unit, HMI, gateway menggunakan tegangan 220 VAC yang disupply dari inverter (lihat poin 3.6.2). hh. Link komunikasi SOGI ke master station dengan kecepatan minimal 64 kbps untuk serial port dan minimal 100 Mbps untuk ethernet port. ii. Semua IED main proteksi harus lulus uji dinamik dengan Real Time Digital Simulator (RTDS) dari PLN PUSLITBANG dengan model sistem P3B Jawa Bali.

Spek SOGI, 25 Mei 2011 rev24

14 dari 121

PT PLN (Persero) P3B Jawa Bali

jj.

Bay 500 kV terdiri dari : IED MPU 1, IED MPU 2 dan IED BCU ( 1 set IED BCU untuk setiap CB), dimana IED MPU 1 dan IED MPU 2 harus berbeda merk (lihat poin11.1)

kk. Bay 150 kV terdiri dari : IED proteksi utama, IED proteksi cadangan dan IED BCU (1 set IED BCU untuk setiap CB). ll. Spesifikasi peralatan switchyard (tekanan SF6, temperatur, tap changer, dll), fire detector, rectifier, kelembaban dan temperatur ruangan harus bisa diakuisisi oleh SOGI.

mm. Unit pembangkit, GITET, SOGI dinyatakan laik operasi apabila sistem sudah dikomisioning dari master station nn. SOGI harus lulus Uji performance oleh PT PLN (Persero) oo. Input/Output yang diimplementasikan berdasarkan Standardisasi Teleinformasi Data untuk Pemeliharaan Instalasi Sistem Tenaga Listrik SPLN S5.002:2008 dengan SK Dir No.169.K/DIR/2009 pp. Urutan terminasi pada panel interface yang terletak disamping kubikel IED harus mengikuti urutan TeleInformasi Plan (TIP) yang diperlukan untuk bay yang terkait tt. Drawing setiap panel harus mengikuti standard typical drawing dari PLN.

uu. Kualitas material remote station kelas industrial tahan terhadap : Asam (korosi / karat) Asam Petir Eektromagnetik Tegangan lebih Panas Kelembaban 1.5. Syarat Non Teknis a. Surat keterangan kepuasan pengguna dari P3B JB yang menyatakan bahwa semua type SOGI yang telah terpasang di GI PLN P3B Jawa Bali sejak tahun 2000 sampai dengan 2010 tidak ada permasalahan performance yang sifatnya major seperti protokol komunikasi, komunikasi partyline, time tag di lokal HMI, BCU, RCC, telesinyal double (Invalid), telesinyal single, remote control dan telemetering. Surat kepuasan pengguna perusahaan listrik minimal 2 (dua) negara pada point 1.5 c, di luar negara pembuat SOGI. SOGI telah diimplementasikan dengan menggunakan protokol IEC 61850 di perusahaan listrik minimal sejak tahun 2005 di luar negara pembuat software SOGI di negara maju (sperti negara Amerika Serikat dan atau Kanada dan atau Jepang dan atau Eropa Barat dan atau Singapura dan atau Australia dan atau Cina) dan PLN P3B JB minimal sejak tahun 2009.

b. c.

Spek SOGI, 25 Mei 2011 rev24

15 dari 121

PT PLN (Persero) P3B Jawa Bali

d.

Penawaran harga dari peserta lelang sudah termasuk biaya material (hardware, interfacing), lisensi software, instalasi, transportasi, FAT, SAT, training, migrasi, dismantling, . Rencana kerja dan syarat-syarat (RKS), spesifikasi teknik dan BOQ merupakan kesatuan yang tidak dapat dipisahkan Penawaran harga peserta lelang sudah mencakup RKS, spesifikasi teknik yang tidak tercantum di dalam BOQ SOGI harus Origional Engineering Manifacture (OEM) Mempunyai enjiner lokal yang berpengalaman membangun SOGI dan menggunakan IEC 61850. Memberi training kepada SDM PT PLN (Persero) sampai mahir mengembangkan dan memelihara. Garansi selama SOGI perangkat keras 60 bulan dari Berita Acara Serah Terima ke - 1. Memberikan surat garansi Bug dengan upgrade/perbaiakan perangkat lunak yang disuplai selama SOGI masih beroperasi.

e. f. g. h. i. j. k.

1.6. 1.6.1.

Implementasi SOGI Gardu Induk Baru Semua bay baru full otomasi, batasan pekerjaan dari marshalling kiosk sampai dengan panel MDF telekomunikasi

1.6.2.

Penambahan Bay Baru a. RTU diganti IED I/O, meter di panel diganti IED meter, batasan pekerjaan MDF atau terminal panel SIC sampai dengan MDF telekomunikasi b. Bay baru full otomasi

1.7.

Lingkup Pekerjaan a. Sifat dari lingkup pekerjaan adalah proyek turn-key, diserah terimakan dalam keadaan berfungsi dengan baik dan sempurna. b. Semua lisensi perangkat lunak yang merupakan original sofware diberikan dalam bentuk CD yang dapat digunakan untuk re-install SOGI termasuk semua jenis IED, diberikan atas nama PT PLN (Persero) dan dapat ditempatkan di mana saja di lingkungan PT PLN (Persero). Batasan tanggung jawab instalasi di gardu induk dari marshalling kiosk (eksisting) sampai dengan MDF telekomunikasi (eksisting). Menyediakan terminal interface pada panel IED yang akan digunakan untuk pemeliharaan. Batasan tanggung jawab power supply AC dan DC adalah dari panel ACDB dan DCDB yang disediakan oleh PLN.

c. d. e.

Spek SOGI, 25 Mei 2011 rev24

16 dari 121

PT PLN (Persero) P3B Jawa Bali

f.

Data operasi dan pemeliharaan disediakan secara lengkap oleh SOGI di sisi gateway, adapun mapping fungsi pemeliharaan atau fungsi operasi dilakukan di master station. Mengimplementasikan teleinformasi plan fungsi pemeliharaan. Perubahan database di master station menjadi tanggung jawab PT PLN (Persero). IED diletakkan di bangunan gardu induk Ruangan untuk IED dan ruang kontrol GI (untuk lokal HMI) dilengkapi dengan pendingin ruangan. HMI (Engineer Configurator dan Operator), Station Unit (Server), Gateway di letakan di ruang kontrol GI Station Unit dan workstation diletakkan di dalam kubikel, di meja operator hanya tersedia LCD, keyboard, mouse, announciator dan printer. Komunikasi dari workstation ke perangkat yang ada di meja operator dihubungkan dengan menggunakan KVM extender. Supply tegangan AC, DC ke SOGI dan koneksi ke komunikasi harus dilengkapi dengan fasilitas/instalasi pentanahan dan over voltage protection Semua tool perangkat keras dan tool perangkat lunak untuk uji fungsi harus diberikan kepada PT PLN (Persero). Selama pelaksanaan proyek mulai tahap training, FAT, SAT dilakukan oleh staf yang akan memelihara dan mengoperasikan peralatan tersebut. Menyampaikan dokumen spesifik untuk pelaksanaan pekerjaan sebelum pekerjaan dimulai. Proposal, komunikasi surat menyurat, laporan, dan notulen dalam bahasa Indonesia. Training Survei Approval Instalasi dan pemasangan label. Migrasi/cut over masing-masing bay secara bertahap, sistem kelistrikan dalam keadaan tidak bertegangan. Factory Acceptance Test Site Acceptance Test Uji performance Dismantling

g. h. i. j. k. l.

m.

n. o.

p. q. r. s. t. u. v. w. x. y. z.

aa. Menyerahkan as built drawing dan Operation Maintenance Manual.

Spek SOGI, 25 Mei 2011 rev24

17 dari 121

PT PLN (Persero) P3B Jawa Bali

1.8.

Suku cadang Kontraktor harus menyiapkan suku cadang dalam masa pemeliharaan dan masa garansi guna keandalan operasi IED. Suku cadang IED dibagi dalam : a. b. Suku cadang jangka pendek yang dibutuhkan untuk operasi selama masa pemeliharaan dan masa garansi. Menjamin bahwa suku cadang yang sama/equivalen tersedia selama 10 (sepuluh) tahun.

Spek SOGI, 25 Mei 2011 rev24

18 dari 121

PT PLN (Persero) P3B Jawa Bali

2. 2.1.

Standar yang digunakan Daftar Istilah

AMR AVR BCU BDC BPU CB CBF CBM CCP CILO CSWI DEF DFR DS DTT FAT GFR GIS GITO GPS HMI IBT IED IHMI IRCC LASO LCD LFC LLN0 LPHD MCD MMXU MPU OCR OFR OLTC OVR PDIS1 PQM PSCH1 PSCH2 PTOC1 PTRC PU RBRF REF RFLO RTDS RTN SAS Automatic Meter Reader Automatic Voltage Regulator Bay Control Unit Binary Decoding Code Back Up Protection Unit Circuit Breaker Circuit Breaker Failure Condition Based Maintenance Circulating Current Protection Logical Node Control Interlock Logical Node Switch Controller Directional Earth Fault Digital Fault Recorder Disconnecting Switch Direct Transfer Trip Factory Acceptance Test Ground Fault Relay Gas Isolated Substation Gardu Induk Tanpa Operator Global Positioning System Human Machine Interface Inter bus Transformer Intelligent Electronic Device Logical Node untuk HMI Inter Regional Control Center Less Attended Substation Operation Liquid Crystal Display Load Frequency Control Logical Node Zero (Prefix) Logical Node Physical Device Momentary Change Detection Logical Node Measurement Unit Main Protection Unit Over Current Relay Over Frequency Relay On Load Tap Changer Over Voltage Relay Logical Node Distance Zone 1 Power Quality Meter Logical Node Protection Scheme Zone 1 Logical Node Protection Scheme Zone 2 Logical Node Time Over Current Logical Node Protection Trip Conditioning Protection Unit Logical Node Breaker Failure Restricted Earth Fault Logical Node Fault Locator Real Time Digital Simulator Relay Tegangan Nol Substation Automation System

19 dari 121

Spek SOGI, 25 Mei 2011 rev24

PT PLN (Persero) P3B Jawa Bali

SBEF SCD SDH SFTP SOE SOGI SOP SWC SZP TCS TVTR UFR UVR VDU VT-failure XCBR XML XSWI

Stand by Earth Fault Substation Configuration Description Synchronous Digital Hierarchy Shielded Foil Twisted Pair Sequence of Event Sistem Otomasi Gardu Induk Standard Operation Procedure Surge Withstand Capability Shot Zone Protection Trip Circuit Supervision Logical Node Voltage Transformer Under Frequency Relay Under Voltage Relay Visual Display Unit Voltage Transformer failure Logical Node Circuit Breaker Extra Markup Language Logical Node Circuit Switch

2.2.

Standar Lingkungan Semua peralatan proteksi, kontrol, dan HMI mengacu standar berikut ini:

Type Test Name Insulation Resistance Dielectric Withstand High Voltage Impulse Test Vibration Test Shock and Bump test Damp Heat Test Cold Test Dry Heat Enclosure Protection Supply variation Overvoltage (peak withstand) Supply interruption Ripple (frequency fluctuations) Supply variations High Frequency Disturbance Electrostatic discharge Radiated Immunity Fast Transient Burst Surge immunity High frequency conducted immunity Harmonics Immunity Power Frequency Magnetic Field Immunity Power Frequency Conducted emission Radiated emission : : : : : : : : : : : : : : : : : : : : Type Test Standard IEC 60255-5 / IEC 60255-27 / IEC 60870-2-1 IEC 60255-5 / IEEE C37.90 / IEC 6025527 IEC 60255-5 / IEC 60255-27 IEC 60255-21-1 IEC 60255-21-2 IEC 60068-2-3 / IEC 60068-2-30 IEC 60068-2-1 / IEC 60255-6 IEC 60068-2-2 / IEC 60068-2-1 IEC 60529 / IP 30 IEC 60255-6 IEC 60255-6 IEC 60255-11 / Max. 50ms IEC 60255-11 / Max. 12% IEC 60255-6 / ± 20% IEC 60255-22-1 / IEC 61000-4-12 / IEEE C37.90.1 IEC 60255-22-2 / IEC 61000-4-2 IEC 60255-22-3 / ANSI C37.90.2 / IEC 61000-4-3 IEC 60255-22-4 / IEC 61000-4-4 / IEEE C37.90.1 /(ANSI C37.90.1) IEC 61000-4-5 IEC 61000-4-6

: IEC 61000-4-7 : IEC 61000-4-8 : IEC 61000-4-16 : EN 55022 : EN 55022

20 dari 121

Spek SOGI, 25 Mei 2011 rev24

PT PLN (Persero) P3B Jawa Bali

Radio Interference Withstand

: IEC60255-22-3:1992 / ANSI C37.90.2

2.3.

Standar Komunikasi Gateway ke master station : a. IEC 60870-5-101 (Redundant) b. IEC 60870-5-104 IED protocol: a. IEC 61850 IED BCU IED MPU 1 IED MPU 2 BPU IED I/O IED AVR

b. DNP3 (optional untuk peralatan pendukung) c. Modbus (optional untuk peralatan pendukung) d. IEC 60870-5-104 (optional) e. IEC 60870-5-103 (optional) 2.4. Standar Sistem Otomasi Gardu Induk a. IEC 61850 b. IEC 61131-3

Spek SOGI, 25 Mei 2011 rev24

21 dari 121

PT PLN (Persero) P3B Jawa Bali

3. 3.1.

Penjelasan Umum Perbandingan Mapping Data RTU dengan SOGI

Gambar 1 Perbandingan Mapping Data RTU dan SOGI

3.2.

Arsitektur Hardware

Control Centre

Gateway

Antenna

Station Unit (Main)

Engineer Configurator

Operator HMI

Printer

Ruang Lokal HMI di GI

GPS

Station Unit (Backup)

IEC 61850

Ethernet Switch

Ethernet Switch

Ethernet Switch

Ethernet Switch

Ruang IED di GI

Bay Main Protection

Bay Backup Protection

Bay Controller

Bay Main Protection

Bay Backup Protection

Bay Controller

Bay Main Protection

Bay Backup Protection

Bay Controller

Feeder

Bus Bar dan Couple

Trafo

Gambar 2 Konfigurasi SOGI

Spek SOGI, 25 Mei 2011 rev24

22 dari 121

PT PLN (Persero) P3B Jawa Bali

3.2.1.

Station Level Opsi 1 Gateway terintegrasi di station unit atau terhubung langsung ke station unit

Gateway Station Unit 1 Station Unit 2

Switch

Switch

Switch

Gambar 3 Arsitektur Station Level Opsi 1

3.2.2.

Station Level Opsi 2 Gateway terhubung langsung ke switch LAN

Gateway Station Unit 1 Station Unit 2

Switch

Switch

Switch

Gambar 4 Arsitektur Station Level Opsi 2

Spek SOGI, 25 Mei 2011 rev24

23 dari 121

PT PLN (Persero) P3B Jawa Bali

3.2.3.

Bay Level untuk 150 kV double busbar

INTEGRATION BY PLN

P3B Wan

Control Centre

Substation Level

IEC 870-5-101

IEC 870-5-104

Single Line Diagram

Bus 1 Bus 2

Color Laser

Q1

Q2

Q1

Q2

Q1

Q2

Q0 Q0 Q0

Gateway Router

Antenna

Q9

Main Server 1

Main Server 2

Q8

GPS

OHL Transformer

RINGKASAN SISTEM

Bus Coupler

switch

switch

NO 1 2 3 4 Main Server HMI Server Master Clock ( GPS) Modem Color Laser Printer Audible Alarm Gateway Local Area Network Station Switch Bay Switch BCU ( Bay Control Unit ) Relay Protection

PERALATAN

JUMLAH 2 2 1 1 1 2 1 1 Set 1lot 1 1 1 Set 1 1 Set 1 Set

KETERANGAN Main 1 & Main 2 Main 1 & Main 2 Optional Optional

switch

switch

switch

switch

switch

5 6 7 8 9

Audio Alarm , Main 1 & Main 2

Single Ring FO Multi Mode

OHL

BCU MPU BPU

Trafo

BCU AVR

Trafo

MPU BPU1 BPU2

Busbar & Coupler

BCU MPU BPU

Common

IED I/O

10 11 12 13 14 15

Per Bay Per CB Per bay Protection Per trafo bank S/ FTP atau FO FO

AVR ( Automatic Voltage Regulator ) Koneksi Ethernet Switch dengan IED Koneksi Ethernet Switch dengan Ethernet Switch

Gambar 5 Arsitektur Bay Level untuk 150 KV double busbar

Jumlah IED : a. Per tipikal bay line : 3 IED ( BCU, MPU, BPU) b. Per tipikal bay trafo: 5 IED ( BCU, MPU, BPU 1, BPU 2, AVR) c. Per tipikal bay capacitor: 3 IED ( BCU, MPU, BPU) d. Per tipikal bay generator: 1 IED ( IED I/O) e. Per tipikal bay bus coupler: 3 IED ( BCU, MPU/Buspro, BPU) f. Common System : 1 IED I/O.

Spek SOGI, 25 Mei 2011 rev24

24 dari 121

PT PLN (Persero) P3B Jawa Bali

3.3.1.

Bay Level untuk 150 kV one-half breaker

Control Center

WAN P3B JB

Bus A

Substation Level

IEC 870-5- 101

IEC 870-5-104

Q0A

Colour laser

Q0AB

Console desk

Q0B Bus B

Gateway Router

Main server 1

Main server 2

switch

Station LAN IEC 61850: Ethernet 100 Mbps Fiber Optic single ring

switch

switch

switch

switch

switch

switch

switch

OHL

MPU BPU CCP

Diameter

BCU A BCU AB BCU B

Trafo

AVR

Trafo

MPU BPU 1 BPU 2 CCP

Busbar

BUSPRO Bus A BUSPRO Bus B

Common

IED I/O

CBF AB

(n diameter)

RINGKASAN SISTEM KETERANGAN

NO 1 2 3 4 5 6 Main Server HMI Server Monitor Display Color Laser Printer Active Speaker Gateway Master Clock (GPS) Modem Ethernet Switch BCU ( Bay Control Unit ) Relay Protection AVR ( Automatic Voltage Regulator ) Local Area Network Koneksi Ethernet Switch dengan IED Koneksi Ethernet Switch dengan FO 15

PERALATAN

JUMLAH 2 2 2 1

Main & Main 1 2 Main & Main 1 2 Main & Main 1 2

Main & Main 1 2

2 1 1

Audio Alarm Main & Main , 1 2

7 8 9 10 11 12 13 14

2 1 1 set per CB 1 set per bay Per panel main

1 1 Set

1 Set 1 Set

Single Ring FO Multi Mode

FO / STP(RJ45)

Gambar 6 Arsitektur Bay Level untuk 150 KV one-half breaker

Spek SOGI, 25 Mei 2011 rev24

25 dari 121

PT PLN (Persero) P3B Jawa Bali

Jumlah IED : a. 1 CB = 1 IED BCU b. Per tipikal Bay Line : 3 IED Proteksi ( MPU, BPU, CCP) c. Per tipikal Bay Trafo: 4 IED Proteksi (MPU, BPU 1, BPU 2, CCP) dan 1 IED AVR d. Per tipikal Bay Capacitor: 3 IED Proteksi (MPU, BPU, CCP) e. Per tipikal Generator: 1 IED I/O f. Busbar Protection & Breaker Failure (untuk CB A & CB B): 2 set IED (BUSPRO Bus A dan BUSPRO Bus B) g. Breaker Failure untuk CB AB: 1 set IED (CBF AB) sejumlah n diameter h. Common System : 1 IED I/O.

Spek SOGI, 25 Mei 2011 rev24

26 dari 121

PT PLN (Persero) P3B Jawa Bali

3.3.2.

Bay Level untuk 500 kV one-half breaker

Control Center

WAN P B JB 3

Bus A

IEC 870-5-101

IEC 870-5-104

Substation Level

Q0A

Colour laser

Q0AB

Gateway Router

Q0B

Bus B

Main server 1 Main server 2

switch

switch

Station LAN IEC 61850: Ethernet 100 Mbps Fiber Optic single ring

switch

switch

switch

switch

switch

switch

switch

switch

switch

OHL

MPU1

OHL

MPU2 CCP2

Diameter

BCU A BCU AB BCU B

Trafo

BCU 150 kV AVR RST

Trafo

MPU1 BPU1 CCP1

Trafo

MPU2 BPU2

BUSBAR

BUSPRO Bus A Main 1 BUSPRO Bus B Main 1 CBF AB1

(n diameter)

BUSBAR

BUSPRO Bus A Main 2 BUSPRO Bus B Main 2 CBF AB2

(n diameter)

COMMON

IED I/O

CCP1

CCP2

RINGKASAN SISTEM KETERANGAN

NO 1 2 3 4 5 6 Main Server HMI Server Monitor Display Color Laser Printer

PERALATAN

JUMLAH 2 2 2 1

Main1 & Main2 Main1 & Main2 Main1 & Main2

Main1 & Main2

Active Speaker Gateway Master Clock GPS) ( Modem Ethernet Switch BCU( Bay Control Unit ) Relay Protection AVR( Automatic Voltage Regulatorper Bank ) Local Area Network

2 1 1

Audio Alarm Main1 & Main2 ,

7 8 9 10 11 12 13 14 15

2 1 1 set per CB 1 set per bay Per panel main

3 1 Set Single Ring FO Multi Mode

Koneksi Ethernet Switch dengan IED Koneksi Ethernet Switch dengan FO

1 Set 1 Set

FO / STP(RJ45)

Gambar 7 Arsitektur Bay Level untuk 500 KV one-half breaker

Spek SOGI, 25 Mei 2011 rev24

27 dari 121

PT PLN (Persero) P3B Jawa Bali

Jumlah IED: a. 1 CB = 1 IED BCU b. Per tipikal Bay Line : 4 IED Proteksi ( MPU 1, MPU 2, CCP 1, CCP 2) c. Per tipikal Bay Trafo: 4 IED Proteksi ( MPU 1, MPU 2, BPU 1, BPU 2, CCP 1, CCP 2), 1 IED BCU sisi 150 kV dan 1 IED AVR (untuk 3 bank) d. Per tipikal Bay Reactor: 2 IED Proteksi ( MPU 1, MPU 2, CCP 1, CCP 2), 1 IED BCU e. Per tipikal Generator: 1 IED I/O f. Busbar Protection & Breaker Failure (CB A & CB B): 4 set IED (1 Main 1 untuk Busbar A, 1 Main 1 untuk Busbar B; 1 Main 2 untuk Busbar A, 1 Main 2 untuk Busbar B) g. Breaker Failure untuk CB AB: 2 set IED (CBF AB1 dan CBF AB2) sejumlah n diameter h. Common System : 1 IED I/O 3.3.3. Bay Transformer Setiap Trafo mempunyai 1 IED BCU .

Bus A

Q0A

Q0AB

Q0B

Bus B

1 IED untuk bay TRAFO

Gambar 8 Arsitektur Bay Transformer

Spek SOGI, 25 Mei 2011 rev24

28 dari 121

PT PLN (Persero) P3B Jawa Bali

3.3.4.

Bay Trafo Baru dan Mengganti RTU Eksisting

Gateway Station Unit 1 Station Unit 2

Switch

Switch

Switch

Switch

Switch

IED I/O

MPU BPU-1 BPU-2

BCU AVR

Bay Trafo Baru

Gambar 9 Bay Trafo Baru dan Mengganti RTU Eksisting

Spek SOGI, 25 Mei 2011 rev24

29 dari 121

PT PLN (Persero) P3B Jawa Bali

3.3.5.

Diameter Baru, Pembangkit Baru dan Mengganti RTU Eksisting

Gateway Station Unit 1 Station Unit 2

Switch

Switch

Switch

Switch

Diameter RTU

Analog Output untuk LFC

IED I/O

Mengganti RTU eksisting

BCU A BCU AB BCU B

Gambar 10 Diameter Baru, Pembangkit Baru dan Mengganti RTU Eksisting

Spek SOGI, 25 Mei 2011 rev24

30 dari 121

PT PLN (Persero) P3B Jawa Bali

3.4. 3.4.1.

Arsitektur Software Sistem Otomasi Gardu Induk Penamaan IED dan substation Penamaan IED untuk setiap SOGI harus unik dengan struktur tertentu yang akan dijelaskan di bawah ini Struktur penamaan IED terdiri dari 8 karakter yang dapat dikelompokkan menjadi, yaitu: A Karakter A B C D E

: Kode level tegangan terdiri dari 1 karakter. Range Sampai 1000 V 1 sampai 10 kV 10 sampai 30kV 30 sampai 60 kV 60 sampai 90 kV 90 sampai 200 kV 200 sampai 400 kV 400 sampai 600 kV Kode 0 1 2 3 4 5 6 7

Tegangan (KV) Tegangan Rendah (TR) Tegangan Menengah (TM) Tegangan Menengah (TM) Tegangan Menengah (TM) Tegangan Tinggi (TT) Tegangan Tinggi (TT) Tegangan Tinggi (TT) Tegangan Ekstra Tinggi (TET)

Karakter B

: Nama bay terdiri dari 3 karakter. Format Penulisan BG BL BB BK BS BT BR BC

Peralatan di Gardu Induk Bay Generator Bay Line Bay Busbar Bay Kopel Bus Section Bay Trafo Bay Reactor Bay Capacitor

Karakter C Karakter D

: Urutan bay terdiri 2 angka, dimulai dari angka 01- s/d 99. : Device terdiri atas 2 karakter. Mnemonic BC MP BP AV IO

31 dari 121

Jenis IED Bay Control Unit Main Protection Unit Backup Protection Unit Automatic Voltage Regulator Unit Input/Output Unit extention

Spek SOGI, 25 Mei 2011 rev24

PT PLN (Persero) P3B Jawa Bali

Current Circulating Protection Circuit Breaker Failure AB Busbar Protection Common I/O

CP BF BB CO

Karakter E

: Urutan device terdiri 1 angka, dimulai dari angka 1 s/d 9 atau urutan device dapat menggunakan 1 huruf, dimulai dari huruf A s/d Z.

Contoh 1: 5 TR 01 BC 1

5 TR 01 BC 1

Tegangan 150 kV Nama bay Urutan bay trafo Bay Control Unit Urutan bay control unit

Contoh 2: 5 5 BL 01 BP 1 BL 01 BP 1

Tegangan 150 kV Nama bay Urutan bay OHL Back up Protection Unit Urutan Back Up Protection Unit

Adapun penamaan peralatan pada station level antara lain station unit, HMI dan gateway diberikan dalam tabel di bawah : Fungsi peralatan Station unit 1 berupa PC Station unit 2 berupa PC HMI unit 1 berupa PC HMI unit 2 berupa PC Gateway PC Jenis peralatan SERVSTA1 SERVSTA2 HMISTA1 HMISTA2 GTW

Spek SOGI, 25 Mei 2011 rev24

32 dari 121

PT PLN (Persero) P3B Jawa Bali

3.4.2.

IP Address

Tabel 2 Standarisasi Addressing Komunikasi

Region 192 192 192 192 Nomor GI 16 16 16 16 Nomor Bay 1 2 4 1 Nomor IED 11 11 22 12 Keterangan BCU A bay 1 BCU bay 2 PU bay 4 BCU AB bay 1

Fix Number 10 10 10

Region 172 172 172

Nomor GI 16 16 16

Bay + IED 11 12 201

Keterangan BCU bay 1 PU bay 1 BCU bay 20

Penomoran host id bay pertama dimulai dengan 11x, dan akan diikuti dengan 12x untuk bay kedua dan seterusnya. Angka x mewakili urutan dalam IED dimulai dengan BCU, lalu diikuti MPU, BPU, dan seterusnya sampai kepada IED IO dan diakhiiri dengan AV. Penomoran host id (octet terakhir) dari IP address IED dapat digambarkan dalam tabel dibawah ini

Jenis peralatan SERVSTA1 SERVSTA2 HMISTA1 HMISTA2 SNTP Router* GTW** BCU 1 MPU 1 MPU 2/BPU 1 IED IO 1 AV1 BCU 02 MPU 01 MPU 02/BPU 01 IED IO 01 AV01 Fungsi peralatan Station unit 1 berupa PC Station unit 2 berupa PC HMI unit 1 berupa PC HMI unit 2 berupa PC GPS yang support Simple Network Time Protocol Router external Gateway PC Bay Control Unit 1 Main Protection Unit 1 Main Protection Unit 2 / Backup Protection Unit 01 IED IO untuk ekstensi BCU 01 Automatic Voltage Regulator 01 Bay Control Unit 1 Main Protection Unit 1 Main Protection Unit 2 / Backup Protection Unit 01 IED IO untuk ekstensi BCU 01 Automatic Voltage Regulator 01 IP Address xx.xx.xx.1 xx.xx.xx.2 xx.xx.xx.3 xx.xx.xx.4 xx.xx.xx.17 xx.xx.xx.18 xx.xx.xx.20 xx.xx.xx.21 xx.xx.xx.111 xx.xx.xx.112 xx.xx.xx.113 xx.xx.xx.118 xx.xx.xx.119 xx.xx.xx.121 xx.xx.xx.122 xx.xx.xx.123 xx.xx.xx.128 xx.xx.xx.129

Catatan : Penomoran router dialokasikan bila ada. * Gateway PC akan mempunyai IP address apabila dihubungkan **

secara langsung ke switch

Spek SOGI, 25 Mei 2011 rev24

33 dari 121

PT PLN (Persero) P3B Jawa Bali

3.5.

Peletakan peralatan a. Penempatkan IED di gardu induk dengan temperatur ruangan antara 20ºC sampai dengan 23ºC b. Apabila penamabahan bay baru untuk penempatan IED di ruang gardu induk tidak mencukupi, maka IED untuk bay baru diijinkan untuk diletakan di kontainer yang lokasinya di swich yard. Setiap kontainer merupakan perkalian 2 (dua) bay untuk sistem double busbar atau 1 (satu) diameter dan 2 (dua) bay untuk sistem one-half breaker hal ini untuk memudahkan opersional. Setiap bay memiliki panel yang terpisah dari bay lainnya. Bay 500 kV terdiri dari : IED MPU 1, IED MPU 2 dan IED BCU (1 IED BCU untuk setiap CB), dimana IED MPU 1 dan IED MPU 2 harus berbeda merk (lihat poin11.1) Bay 150 kV terdiri dari : IED proteksi main, IED proteksi back up dan IED BCU (1 IED BCU untuk setiap CB). Station unit, gateway, GPS, KVM extender (Keyboard, VDU, Mouse), switch dan inverter 110 VDC ke 220 VAC (lihat poin 3.6.2) dimasukan ke dalam panel LCD, keyboard, mouse dan printer diletakan di meja operator.

c. d.

e. f.

g. 3.6. 3.6.1.

Level Otomasi GI Bay Level a. Setiap bay 500 kV terdiri dari IED BCU, IED MPU 1 dan IED MPU 2 yang terpisah secara hardware. b. c. Setiap bay 150 kV terdiri dari IED BCU, IED MPU dan IED BPU yang terpisah secara hardware Setiap bay dilengkapi dengan switch lokal/remote untuk enable atau disable secara software atau hardware untuk fungsi remote control atau untuk kebutuhan pemeliharaan. Setiap IED mempunyai port komunikasi yang terpisah untuk: konfigurasi database SOGI Rangkaian trip dari IED proteksi sampai ke trip coil dari CB dimonitor oleh fungsi Trip Circuit Supervision (TCS), apabila terjadi gangguan akan mengirim alarm. Setiap bay harus dapat dioperasikan secara manual dari masingmasing IED BCU apabila station level terganggu. Jika terjadi gangguan pada IED manapun yang disebabkan adanya kegagalan catu daya 110 VDC atau ketidaknormalan / kerusakan IED, maka IED tidak mengeluarkan perintah pada rangkaian proses tetapi harus memberikan alarm. Sistem interlock sesuai Standard Operation Procedure (SOP) gardu induk.

34 dari 121

d.

e.

f. g.

h.

Spek SOGI, 25 Mei 2011 rev24

PT PLN (Persero) P3B Jawa Bali

i.

IED proteksi, IED BCU, gateway, ethernet switch, station unit, GPS, inverter, memiliki self diagnostic unit dan memberikan indikasi alarm. IED memiliki kemampuan remote reset indikasi proteksi yang muncul. Untuk release lock out dapat dilakukan sesuai dengan SOP. IED proteksi (distance relay, line current differential dengan input VT, directional over current relay dan synchronizing check relay) dan IED BCU harus tersedia fasilitas indikasi VT-failure. IED dapat diintegrasikan secara langsung ke panel Gas Isolated Substation (GIS) atau medium voltage yang berada dalam ruangan. IED BCU mempunyai mengontrol bay. switch lokal/remote untuk interlock

j.

k.

l.

m. n.

IED BCU mempunyai embedded LCD untuk menampilkan minimal topologi bay, arus dan tegangan, daya aktif dan reaktif, alarm lokal, posisi tap trafo. Dapat melakukan remote control bay (CB, tap changer) termasuk synchrocheck dan by-pass interlock. Komunikasi IED dengan switch menggunakan konfigurasi point to multi point. Integrasi dari primary equipment ke IED melalui marshaling kiosk dan terminal interface. Primary equipment terhubung dengan marshalling kiosk yang terletak di switchyard. Terminal Interface dan IED terletak gedung/kontainer dengan kubikal ukuran yang sama. IED harus lulus uji conformance Test IEC61850 dari lembaga independent (KEMA).

o. p.

q.

Spek SOGI, 25 Mei 2011 rev24

35 dari 121

PT PLN (Persero) P3B Jawa Bali

Tabel 3 Spesifikasi Umum untuk IED NO 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 Description Rack Standard Tampilan Key-Pad Indikasi Technology Supply Frequency Licensed Software for setting & analysis Connection between relay to computer Default Setting & Programmable Logic Controller Communication Port to PC Test Plug Test Block Requirement : 19" : Embedded LCD : Enable to change setting by key-pad : LED : Numerical IED : 110 VDC (-15% s.d +10%) : 50 Hz ±5% : Included : Included : Enable : built in : Included : Included

3.6.2.

Station Level Terdiri dari beberapa perangkat yang mempunyai fungsi untuk mengakuisisi, memproses, remote control, menampilkan informasi dan menyimpan data. a. HMI : Mempunyai dua workstation untuk Operator GITET/GI dan fungsi enjinering Fungsi untuk melakukan proses switching, monitoring, data recording, merekam urutan kejadian, mencetak, pengembangan aplikasi (fungsi enjinering), pemeliharaan SOGI dan analisis data. Proses switching dari HMI dapat dilakukan jika dalam posisi lokal general. Yang membedakan fungsi operator atau fungsi enjinering yaitu password. Menggunakan Simbol-simbol standar yang digunakan dalam Sistem Otomasi Gardu Induk (IEC 60617) Standar HMI display untuk Sistem Otomasi Gardu Induk Format tampilan diusulkan oleh vendor, dan akan diapprove oleh P3B JB System overview Overall single line diagram Bay single line diagram AC and DC distribution system Event list Alarm list Common alarm / Announciator Trending

Spek SOGI, 25 Mei 2011 rev24

36 dari 121

PT PLN (Persero) P3B Jawa Bali

b.

c. d. e. f. 3.6.3.

Untuk Single Line diagram di HMI Sistem Otomasi Gardu Induk disetujui menggunakan system pewarnaan dinamis pada single Line berdasarkan kondisi pada keadaan bertegangan atau tidak dan kondisi pentanahan Manuver sistem dapat dilakukan melalui HMI baik dari overall Single Line Diagram maupun dari bay Single Line Diagram (informasi detail hanya muncul pada window bay Single Line Diagram). Perubahan database, setting IED dapat dilakukan dari HMI. Setiap user mempunyai password. Station Unit : Server redundant Fungsi SCADA, historikal data dan statistik Server berfungsi untuk manajemen dari IED dan workstation. Gateway merupakan interfacing protocol Dapat menampung IED sesuai kapasitas I/O Dapat meneruskan perintah kontrol dari Master station atau lokal kontrol. Inverter 110 VDC ke 220 VAC.

Link Komunikasi a. Link komunikasi dari bay level sampai dengan station level menggunakan konfigurasi single ring. b. IED MPU yang memerlukan teleproteksi diharuskan menggunakan link komunikasi yang tersendiri dan terpisah dari link komunikasi data SOGI. c. Ethernet switch untuk sistem 150 kV dengan konfigurasi double busbar setiap bay dipasang 1 switch d. Ethernet switch untuk sistem 500 kV setiap bay dipasang 2 switch (main dan back up) e. Ethernet switch untuk tiap diameter pada sistem 1½ breaker dipasang 1 (satu) switch. Kondisi Umum Identifikasi Assembly dan Komponen Setiap modul harus mempunyai identifikasi yang jelas (tipe modul dan/atau nomor seri) yang membedakan dengan modul yang lain. Semua tempat card dan slot harus diberi label yang jelas. Card harus diberi kunci untuk meyakinkan pemasangan dan untuk mencegah pemasangan pada lokasi yang salah. Enginering Tools Kontraktor harus menyerahkan engineering tools yang digunakan untuk setting, download dan upload database, uji fungsi, diagnostik dan simulator (berupa laptop dan software). Mekanikal a. Ukuran Board/Rack standard (19 inch) b. Terlindung dalam kubikel c. Instalasi dalam kubikel

37 dari 121

3.7. 3.7.1.

3.7.2.

3.7.3.

Spek SOGI, 25 Mei 2011 rev24

PT PLN (Persero) P3B Jawa Bali

d.

Bus sistem : Bus peripheral paralel. Bus peripheral serial. Bus node paralel.

3.8.

Fungsi Aplikasi a. Node data / sub sistem komunikasi IED / gateway b. Mempunyai kemampuan proses kontrol secara sentral dan terdistribusi c. Dapat difungsikan untuk otomasi. d. Rancangan untuk jaringan multi hirarki pada topologi dengan kombinasi komunikasi : Serial LAN/WAN Field bus Fungsi otomasi setiap tingkatan jaringan lokal atau terdistribusi Hierarki kontrol

Substation

Switchyard HV Equipment Marshalling kiosk Bay Control Unit Control Room Human Machine Interface

3.9.

Control Centre

Bay Control Unit

Remote Control Centre Dispatcher Monitor Remote HMI

Local CB Box Remote

Key Switch Local HMI Local BCU

C

Selector Switch Local (Push Button)

Local DS 1 Box Remote

DS 1

Selector Switch Local (Push Button)

Close & Open Status

Close & Open Status

Close & Open Status

Local DS 2 Box Remote

DS 2

Selector Switch Local (Push Button)

Local DS 3 Box Remote

DS 3

Selector Switch Local (Push Button) 1 2 3 4 5

Catatan : 1. pembangunan GI baru yang menggunakanSIstem Otomasi GI 2. Semua status, alarm dan pengukuran dikirim ke local HMI dan control center sesuai standardisasi SCADA, walaupun dalam posisi lokal

Gambar 11 Hirarki Kontrol

a. b.

Manual Switch Bay Control Unit (IED BCU) Local bay hanya dapat dioperasikan dari Bay Control Unit (IED) Remote bay hanya dapat dioperasikan dari HMI (SOGI)

38 dari 121

Spek SOGI, 25 Mei 2011 rev24

PT PLN (Persero) P3B Jawa Bali

c.

d.

HMI (Sistem Otomasi Gardu Induk) Local Substation hanya dapat dioperasikan dari HMI (SOGI) Remote Substation hanya dapat dioperasikan dari Control Center Control Center Untuk SOGI yang master stationnya masih menggunakan ELENAS diperlukan sinyal Control Disable(CD).

3.9.1.

Penjelasan Sistem Kontrol a. Local Remote Gardu Induk hanya dapat dioperasikan melalui Local HMI. Posisi terakhir tidak boleh berubah apabila Local HMI padam / rusak. b. BCU mempunyai fasilitas Lokal Remote secara software (lokal HMI) dan/atau hardware (BCU). c. Semua status, alarm dan pengukuran dikirim ke local HMI dan master station sesuai standardisasi SCADA, walaupun dalam posisi lokal Dependability Agar dapat dicapai dependability yang tinggi maka: a. Station unit (server dan gateway) dan komunikasi harus redundant (hot-standby). b. IED dapat melokalisir gangguan secara otomatis. Untuk bay yang dipelihara hanya dapat diakses dari HMI namun bay yang lain masih dapat diremote dari master station. Kinerja a. Kapasitas station unit minimal 10.000 I/O. b. Kapasitas Otomasi GI minimal 96 IED c. Kapasitas switch 48 bh, fault recovery time max 150 ms. d. Pertukaran data peer to peer melalui protocol IEC 61850 maksimal 30 milidetik, misalnya perubahan input di satu bay dan output eksekusi dari bay yang lain. e. Keakuratan telemetering dari IED BCU: Arus dan tegangan kelas 0,5 Daya aktif dan reaktif (MW dan MVAr) kelas 0,5 Energi meter (MWh dan MVArh) kelas 1,0 f. Switchover otomatis (failover) station unit maksimal 30 detik. g. Penyimpanan urutan kejadian minimal 120.000 event dan 60 recording pengukuran selama 100 hari. Batasan pengujian local HMI sampai dengan terminal bay panel a. Urutan kejadian memiliki resolusi maksimal 1 detik b. Pengambilan status telemetering maksimal 2 detik c. Kontrol maksimal 1 detik Batasan pengujian HMI dispatcher sampai dengan terminal bay panel, remote tap changer 2 detik, dan remote LFC 4 detik. Pengujian dapat dilakukan dengan menggunakan dummy atau peralatan simulasi. Dummy merupakan perangkat untuk melakukan simulasi dari HMI sampai dengan terminal atau MDF pada panel IED.

3.10.

3.11.

Spek SOGI, 25 Mei 2011 rev24

39 dari 121

PT PLN (Persero) P3B Jawa Bali

3.12. 3.12.1.

Interface Proses Interface Otomasi GI langsung terhubung ke primary equipment (CT dan PT). Interface dengan pengukuran digital seperti posisi tap trafo dilakukan dengan Binary Decoding Code (BDC) atau Gray Code. Interface Komunikasi Komunikasi server / Station Unit / Gate Way dengan master station menggunakan protocol. Komunikasi IED dengan HMI, server / Station Unit / Gate Way menggunakan jalur telekomunikasi Ethernet. Sinkronisasi waktu diambil dari master station melalui protokol standard IEC 60870-5-101/104 dan atau GPS di station unit melalui SNTP. Human Machine Interface Human Machine Interface untuk: a. Bay level. IED dapat menampilkan single line diagram dari bay yang bersangkutan. Setiap IED memungkinkan untuk koneksi dengan PC/laptop untuk membantu selama komisioning dan pemeliharaan. b. Station level. Server dengan monitor LCD. Server ini dapat digunakan untuk konfigurasi SOGI, setting IED, manajemen SOGI, tampilan single line diagram, kontrol lokal, alarm, penyimpanan data, analisa rekaman gangguan dan lain-lain. c. Master Station. Engineering Interface Engineering tool menyediakan interface Extra Markup Language (XML) untuk pertukaran data dengan engineering tools pabrikan lain. Termasuk Single Line Diagram, urutan kejadian, alarm, dan koneksi I/O.

3.12.2.

3.12.3.

3.12.4.

Spek SOGI, 25 Mei 2011 rev24

40 dari 121

PT PLN (Persero) P3B Jawa Bali

4. 4.1.

Fungsi SCADA Fungsi utama SCADA adalah sebagai berikut: Akuisisi data Station level mengakuisisi data IED Bay Level (IED) harus dapat berfungsi sebagai : a. Melakukan akuisisi masukan digital (digital input / DI). b. Melakukan akuisisi masukan analog (analog input / AI). c. Melakukan kendali keluaran digital (digital output / DO) . d. Melakukan kendali keluaran analog (analog output / AO). e. Menyimpan SOE (Sequence Of Event) Data yang diterima dari IED BCU harus merupakan hasil pengumpulan yang menjadi suatu grup scan. Setiap grup scan harus terdiri dari masukan analog, masukan digital atau gabungan keduanya. Deteksi perubahan sesaat (momentary change detection/MCD) harus mengindikasikan semua operasi antara periode scan ke IED kontrol. Masukan Digital Interface masukan digital harus mampu dalam kondisi isolasi kontak tidak bertegangan dan bertegangan (isolated dry and wet contact) masukan digital. Kontraktor harus menyediakan sensor tegangan yang dibutuhkan, pembatas arus, optocoupler dan filter kontak. Menggunakan dry contact sistem tegangan 110 VDC. Tipe masukan digital berikut ini harus ada dan diimplementasikan pada IED dimana status masukan digital dapat menggambarkan status peralatan. Status point Deteksi status point mempunyai dua kondisi. Masukan digital mempunyai dua kontak yaitu kontak A atau B. IED BCU dapat diset untuk perubahan posisi kontak dalam durasi 1 detik (sesuai dengan master station). Jika durasi kurang dari setting harus dinyatakan bahwa tidak ada perubahan (posisi kontak). Status point pendeteksi perubahan sesaat (Momentary Change Detection / MCD ) Deteksi multi operasi peralatan dengan dua kondisi dimana multi operasi akan terjadi diantara scan IED. Status point MCD harus diset untuk perubahan posisi kontak dalam durasi 1 detik (sesuai dengan master station). Jika durasi kurang dari setting harus dinyatakan bahwa tidak ada perubahan (posisi kontak). Masukan akumulator pulsa Fasilitas ini untuk menghitung dan menyajikan jumlah kontak yang dihasilkan oleh peralatan dari luar yang dikirim ke IED. Akumulator mampu membedakan kontak yang satu dengan yang lain. Akumulator akan naik satu hitungan untuk setiap perubahan status kontak. Akumulator harus mampu menerima perhitungan kisaran naik lebih dari

4.2.

Spek SOGI, 25 Mei 2011 rev24

41 dari 121

PT PLN (Persero) P3B Jawa Bali

10 cycle per detik. Akumulator mempunyai kemampuan untuk mereset (kembali ke nol) dari master station atau dari IED. 4.3. Peralatan kendali Peralatan sistem tenaga listrik yang dapat dikendalikan oleh IED BCU yaitu : a. Peralatan dua kondisi : misalnya circuit breaker (CB) dan disconnecting switch (DS) yang dioperasikan secara manual atau otomatis. b. Peralatan multi kondisi : misalnya mengendalikan naik atau turunnya posisi tap changer transformator (OLTC) dan peralatan lain yang bersifat multi kondisi. c. Fungsi IED BCU harus mempunyai kemampuan untuk mengukur arus dan tegangan (A, V, MW, MVAR, KWh). Masukan Analog Akurasi masukan analog minimal 99,9%, pada temperatur 40 oC. Akurasi rata-rata harus tidak ada drift (penyimpangan) lebih dari 0,002 % per oC dalam kisaran temperatur ­20 oC sampai dengan 60 oC. Penentuan akurasi harus dibuat pada multiplexer analog yang sedang beroperasi dalam kecepatan tinggi. Konverter analog ke digital harus menghasilkan presisi minimal 4096 perhitungan ( 12 bit atau sign + 11 bit ). Urutan Kejadian (Sequence Of Event / SOE) IED BCU harus mempunyai kemampuan pengumpulan data urutan kejadian pada resolusi waktu kurang dari kecepatan operasi peralatan sistem tenaga. Resolusi waktu memungkinkan master station untuk menentukan penyebab dan efek yang berkaitan dengan perubahan status peralatan yang beroperasi normal dan abnormal. Digital input pada IED BCU harus ditandai dan diprogram sebagai point SOE. Keluaran Analog Keluaran analog harus disiapkan untuk mengendalikan peralatan eksternal. Keluaran analog harus memiliki akurasi 99,75 % skala penuh dalam suhu 40 oC. Akurasi rata-rata mempunyai penyimpangan (drift) kurang dari 0,01 % per oC untuk suhu antara -20 oC sampai dengan 60 o C. Keluaran analog seperti di bawah : a. +4 s/d +20 mA DC b. ± 10 mA DC, c. ± 5 mA DC, d. 0 s/d +20 mA DC Keluaran arus harus mampu dibebani sampai dengan impedansi 5.000 dan keluaran tegangan mampu dibebani dengan impedansi sampai dengan 1.000 . Perintah Load Frequency Control (LFC) Untuk GI pembangkit yang ikut berpartisipasi dalam program LFC harus memiliki kemampuan untuk mengakses LFC dari master station ke peralatan LFC di pembangkit. Jenis perintah kendali LFC yaitu :

4.4.

4.5.

4.6.

4.6.1.

Spek SOGI, 25 Mei 2011 rev24

42 dari 121

PT PLN (Persero) P3B Jawa Bali

a. b. c.

Besaran untuk menaikkan atau menurunkan beban (MW) unit pembangkit. Kontrol set point LFC Kontrol set point berupa sinyal analog. Perintah LFC Interval waktu perintah LFC dari Control center, dapat dilakukan dalam waktu tertentu (0,1 detik sampai dengan 2 detik dengan minimum kenaikan 8 milidetik).

4.7.

Resolusi Waktu SOE Time tag yang direkam dengan tiap event harus dihasilkan dari clock internal IED. Clock internal harus menghasilkan kode waktu dengan resolusi 1 milidetik. Sinkronisasi Waktu SOE Setiap clock internal IED harus disinkronisasi dengan GPS di SOGI (apabila master station masih belum dapat berkomunikasi dengan GPS) dan atau GPS dari master station. Pengambilan Data Lokal SOE Pengambilan data SOE dalam format ASCII. Fasilitas Uji Simulasi Kendali (Local Test) Setiap Otomasi GI harus dilengkapi dengan simulator kendali keluaran berupa hardware (dummy CB). Fasilitas ini harus dapat mensimulasikan status dari perubahan kendali.

4.8.

4.9.

4.10.

Spek SOGI, 25 Mei 2011 rev24

43 dari 121

PT PLN (Persero) P3B Jawa Bali

5. 5.1.

Fungsi Komunikasi Interface Komunikasi a. IED ke Station Unit / Server. b. Gateway ke Control Center. Tersedia port komunikasi serial RS232/RS485 atau TCP/IP. Port komunikasi IED Semua IED yang disuplai minimal mempunyai dua port, untuk berkomunikasi dengan switch dan untuk berkomunikasi dengan konfigurator. Modem Modem di gateway harus dapat dikonfigurasi sesuai dengan modem yang ada di master station menggunakan 4 kawat sebagai interface jaringan komunikasi. Protokol Komunikasi Gateway Protokol komunikasi harus terintegrasi (embeded), tidak menggunakan konverter protokol di luar interface komunikasi. Protokol komunikasi harus dapat di-load pada port komunikasi. Switch Over Link Komunikasi Gateway harus dapat pindah link (switch over link) secara otomatis bila terjadi gangguan pada salah satu link komunikasi serial. Permintaan link data Gateway dapat diinisiasi oleh master station.

5.2.

5.3.

5.4.

5.5.

Spek SOGI, 25 Mei 2011 rev24

44 dari 121

PT PLN (Persero) P3B Jawa Bali

6. 6.1.

Fungsi Human Machine Interface Work Station Local HMI

NO

1 2 3 4 Name Manufacture/Type Class Hardware Processor Jumlah processor terpasang Operating System RAM : Hard Disk - Kecepatan - Kapasitas Terpasang : Optical Drive Graphic Adapter 256 MB Communication Port : 10/100 BaseTX Ethernet port Serial port USB Port Power Supply Fan pendingin Casing Software GUI License LCD - Ukuran - Resolusi

Description

Requirement

5 6 7

8 9 10

11 12 13 14

: : : : : : : : : : : : : : : : : : : : : : : : :

Workstation

Latest technology 1 Linux / UNIX / Windows 8 GB 7200 rpm 500 GB DVD ± R/RW 2 port 2 1 2 220 ± 10% VAC Single Rack Mount

Yes Yes

24 inch 1920 x 1200

15

6.2.

Manajemen Otomasi GI HMI dapat melakukan mode lokal atau remote dengan software. Kondisi operasi HMI dapat melakukan perintah remote control jika dalam mode lokal, sedangkan dalam mode remote, perintah remote control dilakukan dari master station. Kondisi pemeliharaan Ketika pemeliharaan satu atau beberapa bay, BCU dapat melakukan kontrol lokal.

6.2.1.

Human Machine Interface (HMI) HMI dapat berupa workstation dengan operating system Unix / Linux / Windows, monitor LCD, keyboard, mouse, aplikasi SCADA dan aplikasi HMI.

Spek SOGI, 25 Mei 2011 rev24

45 dari 121

PT PLN (Persero) P3B Jawa Bali

6.2.2.

Tampilan Layar akan menampilkan : a. Tiga alarm terakhir b. Tanggal dan waktu, nama operator, nama GI c. Banner untuk printing, log off, stop sirene, engineering tools (seperti untuk setting atau analisis) d. Navigasi untuk langsung melihat alarm, sistem, laporan dan kurva. Seluruh tampilan HMI sesuai buku standar Teleinformasi Data Untuk Pemeliharaan Instalasi Sistem Tenaga Listrik. Fungsi utama HMI harus bisa mengakomodir fungsi supervisi, kontrol, data recording, dan pemeliharaan. Supervisi : a. Menampilkan topologi dari SLD, tampilan umum, level tegangan, detail dari tiap bay. Termasuk juga posisi switchgear, telemetering, counter operasi, counter trip, grafik, alarm dan lain-lain. Perubahan kondisi, misalnya terbukanya CB dari relay proteksi, harus ditampilkan dengan warna yang khusus. b. Menampilkan daftar alarm c. Menampilkan urutan kejadian d. Menampilkan kurva berdasar real time atau rekaman data. Informasi yang invalid ditandai dengan jelas. e. Menampilkan data gangguan f. Mencetak daftar urutan kejadian dan laporan. Laporan harus dapat dikonfigurasi dengan mudah. Kontrol: a. Kontrol terhadap primary equipment, dengan tampilan pop-up windows yang memungkinkan pilihan sebelum dilakukan eksekusi, penggunaan synchro-check untuk CB dan interlocking untuk switchgear. b. Synchro-check dan interlocking by pass hanya dapat dilakukan di IED. c. Dapat melakukan perubahan switch lokal/remote setiap IED (pemeliharaan atau operasi). Rekaman data: a. Menyimpan urutan kejadian, telemetering dan gangguan. b. Menyimpan seluruh dokumentasi database sistem dan komponen. Pemeliharaan: a. Modifikasi dan desain sistem database Station unit b. Setting IED dari HMI c. Download dan upload database IED dari HMI d. Backup database IED dan Station Unit

6.2.3.

Spek SOGI, 25 Mei 2011 rev24

46 dari 121

PT PLN (Persero) P3B Jawa Bali

6.3.

Status IED Station unit akan menerima reporting secara real time dari IED. Security Control Select-check-before-execute. Operasi untuk mengendalikan keluaran scan Inhibit dan Enable harus dilakukan dengan urutan perintah kendali select-check-before-execute. Kendali ini mempunyai urutan sebagai berikut : a. HMI harus mengirim pesan perintah ke alamat IED yang sesuai, point keluaran digital pada IED , dan perintah yang akan dilakukan (seperti membuka/menutup circuit breaker). b. IED harus menginisialisasi masukan digital (telesignal double) lalu mengirim pesan ke HMI. Pesan yang dikirim ke HMI harus menghasilkan perubahan status point pada IED. Pengiriman pesan ini ke HMI harus tidak ada pengulangan. c. HMI harus mengecek pesan yang dikembalikan untuk validitas dan jika valid maka dikeluarkan perintah eksekusi ke IED. d. IED hanya melakukan kendali pada point yang telah ditentukan sesuai dengan perintah eksekusi yang diterima. Perintah kendali harus dieksekusi hanya jika urutan select-check-beforeexecute dilakukan tanpa terjadi kesalahan. IED harus mereset logika kontrol ketika terjadi error dalam urutan atau perintah eksekusi tidak diterima dalam periode waktu yang ditentukan, misalnya 10 detik, setelah pesan perintah diterima pada IED . Periode waktu tersebut harus dapat diatur secara variabel pada database IED . Perintah Immediate Execute Protokol komunikasi IED harus mendukung perintah keluaran immediate execute (dimana perintah keluaran tanpa dilakukan pengecekan validitas dan tanpa adanya perubahan pesan) misalnya tipe kendali khusus keluaran untuk perintah LFC. Sekuritas Pesan Setiap pesan yang dikirim harus mengandung kode pendeteksian error untuk mencegah pesan salah dianggap valid. Laporan Urutan Kejadian Point masukan digital digunakan untuk indikasi status, juga merupakan suatu sequence of event. Sebagai event untuk SOE, didefinisikan perubahan status seperti membuka dan menutup CB. Transisi ganda pada peralatan seperti trip atau sebagian reclosing CB, harus mengacu sebagai urutan event. Setiap waktu event dideteksi, IED harus menandai waktu event dan menyimpan deskripsi dan tag berbasis waktu event pada buffer SOE. Buffer harus mampu menyimpan, minimal jumlah event yang sama dengan lima kali jumlah point SOE yang diimplementasikan dalam IED . Ketika diperintah, IED harus mengirim data SOE yang tersimpan dalam buffer ke HMI. Data dalam buffer IED harus bisa dipelihara hingga bisa dikirim ke HMI dan mendapat acknowledgement. Indikasi event yang

47 dari 121

6.4.

6.5.

6.6.

6.7.

Spek SOGI, 25 Mei 2011 rev24

PT PLN (Persero) P3B Jawa Bali

disimpan di IED bila mencapai kapasitas penuh harus dikirim ke HMI sehingga mendapat prioritas agar dapat diketahui oleh HMI untuk mengamankan data SOE. Status point harus disiapkan untuk mengindikasikan data SOE pada IED mengalami buffer overflow. 6.7.1. Alarm Alarm akan muncul jika terjadi perubahan status digital, pengukuran yang melebihi batas atau gangguan internal sistem (seperti gangguan komunikasi, gangguan IED) sesuai buku standar Teleinformasi Data Untuk Pemeliharaan Instalasi Sistem Tenaga Listrik. Alarm ditampilkan lewat HMI menggunakan tampilan window khusus: a. Kronologis alarm. b. N alarm terakhir dengan warna berbeda. c. Single Line Diagram akan menampilkan keadaan real time, status alarm untuk setiap peralatan. d. Setiap alarm, announsiator dapat direset dari HMI dan alarm tersebut akan hilang apabila kondisi normal. 6.7.2. Hirarki user Hirarki dari user: a. Administrator b. Kontrol c. Melihat Nama user dan passwordnya dapat dibuat/dihapus secara on line di HMI oleh administrator. Minimal dapat didefenisikan 50 nama user. Update data terakhir harus ditampilkan selama 48 jam agar dapat diketahui oleh user yang lain. Password dapat dimodifikasi online oleh user itu sendiri atau user dengan hak sebagai administrator. 6.8. Rekaman data Pengukuran dan nilai yang berkaitan harus disimpan dalam database server pusat dalam tabel berikut : a. Tabel harian untuk nilai rataan setiap hari. Tabel ini dapat disimpan selama 35 hari. b. Tabel bulanan untuk nilai minimum, maksimum, rata-rata, dan jumlah, dihitung pada referensi waktu setiap hari (dapat diset). Tabel bulanan dapat disimpan dalam 15 bulan. c. Tabel tahunan untuk nilai minimum, maksimum, rataan, dan jumlah, dihitung pada referensi waktu setiap bulan (dapat diset). Tabel tahunan dapat disimpan dalam 5 tahun. d. Penyimpanan file gangguan menggunakan format file Comtrade secara otomatis disimpan di server. Aplikasi pengambilan file comtrade dari IED ke server harus disediakan pabrikan sesuai dengan merk IED. Minimal 10 file tiap bay dapat disimpan.

Spek SOGI, 25 Mei 2011 rev24

48 dari 121

PT PLN (Persero) P3B Jawa Bali

Backup data dapat dilakukan: a. Permintaan operator b. Secara periodik dengan mengatur tanggal/waktu yang dapat ditentukan. 6.9. 6.9.1. Otomasi System interlocking Interlock peralatan primer (CB, DS, ES) dilakukan dengan software. Fungsi interlock dapat dioverride jika diperlukan, kecuali peralatan dengan mekanikal interlock. Automatic Voltage Regulation Fungsi Automatic Voltage Regulation (AVR) digunakan untuk mengatur tegangan transformator melalui OLTC. Posisi tap bisa dimonitor dari lokal IED maupun HMI. IED memiliki akses untuk pengaturan tegangan secara manual atau otomatis. Konfigurasi Otomasi GI Konfigurasi Otomasi GI dapat dilakukan dengan mengkonfigurasi diagram logic untuk fungsi-fungsi tertentu seperti proses switching oleh Relai Tegangan Nol (RTN), switching oleh load shedding, dan lain-lain. Eksekusi dari urutan otomasi harus menjamin tidak ada kehilangan data selama proses. Otomasi dapat dilakukan melalui: a. Permintaan operator b. Kejadian (perubahan status digital atau analog) c. Permintaan otomasi yang lain d. Periodik (setiap hari, minggu, atau bulan) pada tanggal dan waktu khusus.

6.9.2.

6.9.3.

Spek SOGI, 25 Mei 2011 rev24

49 dari 121

PT PLN (Persero) P3B Jawa Bali

7.

Gateway

NO

1 2 3 Name Manufacture/Type Communication to SCADA Center Serial Communication data rate (bps) port / Control

Description

Requirement

:

:

............................................. ............../....................... Dapat berkomunikasi dengan 2 Control Centre RS 232 / RS 485 300 ­ 19200 4 port (2 redundant) 10/100BaseTX / FX 10/100 Mbps 2 port IEC 60870-5-101, IEC 60870-5-104

:

: : : Ethernet : data rate : port : Protocol Supported : 4 Communication to Substation Automation :

System (SAS) Protocol Supported Power Supply Catatan :Gateway terhubung langsung ke switch LAN atau terintegrasi di station unit atau terhubung langsung ke station unit 5 6

: :

IEC-61850 220 VAC ±10%,

Spek SOGI, 25 Mei 2011 rev24

50 dari 121

PT PLN (Persero) P3B Jawa Bali

8.

Station Unit

NO

1 2 3 4 Name Manufacture/Type Class

Description

Requirement

:

: :

............................................. ............../....................... Industrial server 4 Core, 3 GHz 2 Linux / UNIX / Windows 8 GB 7200 rpm 1000 GB DVD ± R/RW 1 port 2 1 2 220 ±10%, VAC (Double) Redundant Yes Yes 7 hari 93 hari yes yes

Hardware

Processor Jumlah processor terpasang

5 6 7

Operating System RAM : Hard Disk - Kecepatan - Kapasitas Terpasang Optical Drive Graphic Adapter 128 MB Communication Port : 10/100 BaseTX Ethernet port Serial port USB Port Power Supply Fan pendingin Rackmountable

8 9 10

: : : : : : : : : : : : : : : : : : : : : : :

11 12 13 14

Software

GUI Control Sequences Data logging Historical recording and archiving Alarm management Remote Configuration

15

16

Kapasitas Kapasitas input/output Kapasitas komunikasi dengan IED Performance Digital input change of state Alarm acknoledgment Analog input change of value Control initiation Digital input 5.000 Alarm/menit Space hardisk terpakai Processor Start-Up Hot Start Warm Start Cold Start Device/Processor Fail over (switch over) Protocol :

: : : : : : : : : : : : : :

10.000 3 kali kapasitas IED terpasang 500 ms 1s 1s 750ms CPU peak 50% RAM 50% 50 % 3s 5s 5 menit 30s IEC 61850

17

Spek SOGI, 25 Mei 2011 rev24

51 dari 121

PT PLN (Persero) P3B Jawa Bali

9.

Workstation

NO

1 2 3 4 Name Manufacture/Type Class

Description

Requirement

:

: :

............................................. ............../....................... Industrial server 4 Core, 3 GHZ 1 Linux / UNIX / Windows 4 GB 7200 rpm 500 GB DVD ± R/RW 2 port 2 1 2 220 ±10%, VAC (Double) Redundant Yes Yes

Hardware

Processor Jumlah processor terpasang

5 6 7

Operating System RAM : Hard Disk - Kecepatan - Kapasitas Terpasang Optical Drive Graphic Adapter 128 MB Communication Port : 10/100 BaseTX Ethernet port Serial port USB Port Power Supply Fan pendingin Rackmountable

8 9 10

: : : : : : : : : : : : : : : : : :

11 12 13 14

Software

GUI

15

Performance Digital input 5.000 Alarm/menit Space hardisk terpakai

: : :

CPU peak 50% RAM 50% 50 %

Spek SOGI, 25 Mei 2011 rev24

52 dari 121

PT PLN (Persero) P3B Jawa Bali

10.

Switch

NO

1 2 3 4 5 6 Name Manufacture/Type Technology Approval / Certificate Management Interface Ethernet Port Type port Kapasitas port per-Switch Tipe port - Switch - IED - Switch ­ Station Unit Power supply Rack mountable

Description

Requirement

:

: : : : : : :

............................................. ............../....................... Fully managable IEC 61850 dari KEMA Web base HTML, Command Line Interface, Telnet 10BaseT, 100BaseTX, 100BaseFX 8 port Port fiber optik Port fiber optic atau UTP 110 VDC (-15% s.d +10%) yes

7

8 9

: :

Spek SOGI, 25 Mei 2011 rev24

53 dari 121

PT PLN (Persero) P3B Jawa Bali

11.

IED Bay Control Unit (BCU) BCU mempunyai fungsi : a. Telekontrol, telesinyal dan telemetering. b. Sinkrocek untuk memasukan circuit breaker. c. Dapat dihubungkan dengan analog input (input tegangan, input arus dan rationya dapat diset sesuai kebutuhan). d. Interlocking switchgear e. Dapat berkomunikasi antar IED. f. Dapat terhubung dengan station unit. g. Dapat menampilkan besaran E, V, I, P, Q, S, F, Cos (power faktor) h. Mempunyai alarm batasan ukur.

NO

1 2 3 4 Name Manufacture/Type Auxiliary supply Voltage Voltage / Current AC Voltage (secondary) Connection Primary Nominal Voltage

Description

Requirement

:

: : : : :

............................................. ............../....................... 110 VDC (-15% s.d +10%) Min. (100 ­ 120) V rms. phase-phase 3 phase, 4 wires Min. (20 ­ 500) kV, selectable VT matching 1 A or 5A 3 phase, 4 wire Min. (50 ­ 4000) A, selectable CT matching Taps 50 Hz 0.2 VA 1.0 VA 50 Watt 32 24 to 220 VDC - 20% + 20% < 0,2 Watt/input

AC Current (secondary) Connection Primary Nominal Current Frequency AC Burden In = 1 A In = 5 A DC Burden (trip condition) Digital Input Kapasitas Rated voltage range Minimum voltage threshold Maximum permitted voltage Power consumpsion Digital Output Live Contact Kapasitas Binary input / output Rated voltage Contacts

: : : : : : :

5

6 7

: : : : : : :

: : : : :

8

Normally Open 16 min 125 V DC min 5 A continuous min 30 A make and carry min 30 A, 250VDC for 0.2 s min 0.2 A, 110 VDC break 8 input (4 arus, 4 tegangan) 1 or 5 A 100 / 120 V at 1A < 0.1 VA at 5A < 0.5 VA ± 20%

9

Analog Input (AC) Kapasitas Rated current Rated voltage Power consumption Measurement range current

: : : : :

Spek SOGI, 25 Mei 2011 rev24

54 dari 121

PT PLN (Persero) P3B Jawa Bali

10

11

12

13

14

Accuracy Sampling periode Analog Input (DC) Kapasitas Rated Input AutoRecloser Dead time SPAR Dead time TPAR Reclaim time Synchrocheck Voltage difference Phase difference Frequency slip or timer LL/DB and DL/LB Local Configuration Terminal Interface Database configuration Protocol

: : : :

: : : : : : : :

± 0.5% 100 ms 2 4-20 mA single or three phase min 0.1 ­ 2 sec in 0.1 sec steps min 0.1 ­ 30 sec in 0.1 sec steps min 5 ­ 100 sec in 1 sec steps 5- 20 % of rating in 1 % steps 5 ­ 30 deg in 2.5 deg steps 0 ­ 1 sec in 0.5 sec steps Enable RJ45/RS 485/RS 232 Upload dan download IEC61850

: :

:

10.1.

IED I/O Unit (IED I/O) IED I/O unit diperlukan penggantian RTU atau untuk menambah I/O yang diperlukan pada IED BCU, IED I/O mempunyai fungsi : a. Telekontrol, telesinyal dan telemetering. b. Dapat menerima analog input (DC input). c. Dapat mengirim analog Output (DC Output) untuk LFC. d. Dapat berkomunikasi antar IED. e. Dapat terhubung dengan station unit. f. Mempunyai alarm batasan ukur.

NO

1 2 3 4 Name Manufacture/Type Auxiliary supply Voltage Analog input DC mA RTD DC Burden Digital Input Rated voltage range Minimum voltage threshold Maximum permitted voltage Power consumpsion Digital Output Live Contact Binary input / output Rated voltage Contacts

Description

Requirement

:

: : : : :

............................................. ............../....................... 110 VDC (-15% s.d +10%) 4 ­ 20 mA PT100 50 Watt 24 to 220 VDC - 20% + 20% < 0,2 Watt/input Normally Open min 125 V DC min 5 A continuous min 30 A make and carry min 30 A, 250VDC for 0.2 s min 0.2 A, 110 VDC break RJ45/RS 485/RS 232 Upload dan download IEC61850

5 6

: : : : :

: : : : :

7

8

9

Local Configuration Terminal Interface Database configuration Protocol

: :

:

Spek SOGI, 25 Mei 2011 rev24

55 dari 121

PT PLN (Persero) P3B Jawa Bali

10.2.

Remote Terminal Unit untuk LFC

NO

1 2 3 4 5 6 Name Manufacture/Type Auxiliary supply Voltage CPU RAM Analog input DC mA RTD DC Burden Analog output (DC) DC mA Digital Input Rated voltage range Minimum voltage threshold Maximum permitted voltage Power consumpsion Digital Output Live Contact Binary input / output Rated voltage Contacts

Description

Requirement

:

: : : : : : :

............................................. ............../....................... 110 VDC (-15% s.d +10%) 32 bit 32Mbyte 4 ­ 20 mA PT100 50 Watt 4-20 mA 24/48/110 VDC - 20% + 20% < 0,2 Watt/input Normally Open min 110 V DC min 5 A continuous min 30 A make and carry min 30 A, 250VDC for 0.2 s min 0.2 A, 110 VDC break RJ45/RS 485/RS 232 Upload dan download IEC60870-5-101, IEC60870-5-104

7 8 9

: : : : : :

: : : : :

10

11

Local Configuration Terminal Interface Database configuration Protocol

: :

:

12

10.3.

Automatic Voltage Regulator

NO

1 2 3 4 Name Manufacture/Type Auxiliary supply Voltage Rating - Nominal Current ( In ) - Voltage Input ( Vn ) - Frequency - Auxiliary DC Voltage ( Vx ) - Digital Input Kapasitas Rated voltage range Burden - Current circuits ( In ) - Reference voltage ( Vn ) - Auxiliary volatge Control function setting ranges Setting

Regulated Voltage Deadband Vs dVs

Description

: : : : : : : :

Requirement

Automatic Voltage Regulator

............../....................... 110 VDC (-15% s.d +10%) 1A or 5 A 100 V or 110 V 50 Hz ±5% 110 V DC ( -15% ; +10% )

: 8 : 110 VDC

: : : 0.2 VA (1 A) 1.0 VA (5 A) 100 V or 110 V 50W Setting Range

: : 90% - 120% of Vn ±0.5% to ±5.0% of Vn

5

6

Step size

0,1 % 0,1 %

Spek SOGI, 25 Mei 2011 rev24

56 dari 121

PT PLN (Persero) P3B Jawa Bali

Resistive line drop compensation Resistive line drop compensation Circulating current compensation Load shedding/boosting Total taps available TapsAvail Maximum total tap position Minimum total tap position Total number of tap changes Tap Changers Operations Time Period Intertap Delay Tap Change indication time Tap Change indication time

Vr Vxl Vc

: : : : : : : : : : : : :

0 - 50 V 0 - 50V 0 - 50 V 0 - ±10% of Vs 1 - 40 or 1 - 30 1 - 40 or 1 - 30 - 30 or 1 - 30 1 - 10000 1 - 100 1 - 24 hrs 0 - 120 seconds 0,5 - 5 seconds 1 ­ 3 seconds

1,0 V 1,0 V 1,0 V 1% 1 1 1 1 1 1 - 24 hrs 0,1 s 0,5 s 0,1 s

Taps Avail TP> TP< TotalOps> Ops/tP> tP tINTER tPULSE

tTapChange

7

Time delay setting ranges

Inverse time delay Inverse time delay Time curve : - Definite time delay Initial time (definite) : : : : tINIT : t= k+[(initial time delay setting ) x ( 1/N)] *) or Short time inverse Setting Range 0 - 20 secs 20 - 300 secs Step size 0 - 20 secs 10 secs

8

Supervision function settings Setting

Under voltage blocking Under voltage detection Over voltage detection Circulating current Load current Load current Excessive circulating current time delay Power factor angle V<< V< V> Ic IL> IL<

Setting Range : : : : : : : : : : :

60-130V 80-130V 105 - 160 V 0.02-0.5A ( In = 1A) 0.1-2.5A( In = 5A) 0.05-2.0A ( In = 1A) 2.5-10A ( In = 5A) 0 - 1A ( In = 1A) 0 - 5A ( In = 5A) '0 - 180 seconds 0 - 90 degrees 9999 : 1 9999 : 1

Step size

1,0 V 1,0 V 1,0 V 0.01 A 0,05 A 0,05 A 0 - 5A ( In = 5A) 10 secs 1 deg Default = 1:1 Default = 1:1

tIC Angle

9

Transformers Ratios

CT ratios VT ratios

10 11

Measurement

: : :

Enable

Maintenance

12

Safety and reliability

Free : no need to have components which require maintenance or replacement during life of the device Die noise imunity against electromagnetic fileds acc. to IEC 61000-4-3 needs to be (HF) 20V/m 80-3000Mhz. Noise imunity against fast transients/busrst (IEC 61000-4-4) needs to be 6.5kV. The power frequency for magnetic field Immunity (IEC 61000-4-8) needs to be 1000A/m

13

bandwidth settings

Automatic setting of bandwidth by IED

Spek SOGI, 25 Mei 2011 rev24

57 dari 121

PT PLN (Persero) P3B Jawa Bali

14

Software

15

16

OLTC Tap Positioning Temperature storage operation

Local Configuration Terminal Interface Database configuration Protocol : : :

MUST be possible to limit the regulating range of IED in the menu settings of the controller BCD, 4 - 20 mA, dual/binary, resistance contact series(potentiometer) ,gray code 85 Celcius to -30 Celcius 70 Celcius to -25 Celcius

RJ45/RS 485/RS 232 Upload dan download IEC61850

17

18

Spek SOGI, 25 Mei 2011 rev24

58 dari 121

PT PLN (Persero) P3B Jawa Bali

10.4.

IED Meter Sebagai pengganti meter yang ada di panel control dan analog input

NO

1 2 3 4 Name Manufacture/Type Auxiliary supply Voltage Accuracy - Voltage - Curent - Power factor - Total harmonic distortation (THD) - kW, kVA, kVar 3 - kWh, kVAh, kVarh Local Configuration Terminal Interface Database configuration Protocol

Description

Requirement

:

: : : : : :

............................................. ............../....................... 110 VDC (-15% s.d +10%) 0,5 % 0,5 % 1% ± 1% 0,5 % Class 0,5 RJ45/RS 485/RS 232 Upload dan download IEC61850

: :

:

4

Spek SOGI, 25 Mei 2011 rev24

59 dari 121

PT PLN (Persero) P3B Jawa Bali

12.

IED Relai Proteksi Relai jenis IED harus programmable low impedance, memiliki default setting dan default konfigurasi logic input/output, dan menggunakan keypad yang dikunci dengan password. Jika relai disetting melalui komputer/note book maka harus dilengkapi dengan CD software. Kontraktor harus memberikan aplikasi untuk perhitungan seting relai yang programmable.Hasil perhitungan dan setting yang disampaikan kontraktor harus approval oleh PT PLN (Persero). Semua Main Protection Unit (MPU) harus lulus pengujian RTDS menggunakan model sistem Jawa ­ Bali dengan SI dan DI minimal 99.5 %. IED Proteksi 500 kV (One and Half Breaker) Untuk sistem 500 kV (konfigurasi One and Half Breaker), IED Proteksi terdiri IED MPU 1, IED MPU 2 ,IED BPU-1 dan IED BPU-2. IED MPU-1 dan IED MPU-2 harus berasal dari pabrikan yang berbeda. menggunakan filosofi duplikasi (skema proteksi [a] dan skema proteksi [b]) dengan ketentuan berbeda jenis proteksi atau jika jenisnya sama harus menggunakan algoritma pengukuran yang berbeda, manufacture yang berbeda. IED Proteksi Line 500 kV Untuk Bay Line 500 kV IED MPU-1 dan MPU-2 dapat berupa Distance Relay yang dilengkapi dengan fungsi DEF dan terminal teleproteksi atau Line Current Differential yang dilengkapi dengan fungsi distance dan DEF. Autoreclose dan Synchrocheck terdapat pada IED BCU yang terdapat pada masing ­ masing CB. Selain itu IED Proteksi Line 500 kV juga dilengkapi dengan Over Current Relay untuk fungsi Overload Shedding Pola 1 MPU-1 dan MPU-2 berupa Distance relay termasuk DEF yang harus mempunyai terminal teleproteksi terpisah untuk fungsi Distance dan DEF Pola 2 Main-1 dan Main-2 berupa Line Current Differential dilengkapi fungsi distance dan DEF. Pola 3 Main-1 berupa Line Current Differential dan Main-2 berupa Distance relay termasuk DEF yang harus mempunyai terminal teleproteksi terpisah untuk fungsi Distance dan DEF.

11.1.

11.1.1.

11.1.2.

IED Proteksi IBT 500/150/66 kV Untuk Bay Transformator 500/150kV terdiri dari 4 (empat) buah yaitu : IED MPU-1, MPU-2, BPU-1 dan BPU-2. IED MPU 1 dan MPU 2 minimal harus mempunyai fungsi ­ fungsi proteksi sebagai berikut : a. Transformer Differential relay untuk three winding Transformer (500/150/66 kV). b. Restricted Earth Fault (REF) relay tipe low impedance sisi tegangan 500 kV (sisi primer)

Spek SOGI, 25 Mei 2011 rev24

60 dari 121

PT PLN (Persero) P3B Jawa Bali

c. Restricted Earth Fault relay tipe low impedance sisi tegangan 150 kV (sisi sekunder) IED BPU-1 a. Over Current dan Ground Fault relay sisi tegangan 500 kV (sisi primer) b. Over Current dan Ground Fault relay sisi tegangan 66 kV (sisi tersier) c. Neutral Voltage Displacement relay untuk proteksi belitan Tertier (66kV) IED BPU-2 a. Over Current dan Ground Fault relay sisi tegangan 150 kV (sisi sekunder) b. Three Phase Under/Over Voltage relay sisi tegangan 150 kV (Low Voltage) c. Thermal overload relay sisi tegangan 150 kV BPU-1 ditempatkan pada panel MPU-1 dan BPU-2 ditempatkan pada panel MPU-2. Status electromechanical protection (eksternal trip dari trafo) ditarik langsung ke dua IED BCU. 11.1.3. IED BUSPRO 500 kV Proteksi untuk busbar pada sistem 500 kV (one and half breaker) terdiri dari 4 set IED (1 Main 1 untuk Busbar A, 1 Main 1 untuk Busbar B; 1 Main 2 untuk Busbar A, 1 Main 2 untuk Busbar B) yang minimal harus mempunyai mempunyai fungsi : a. Proteksi Busbar b. Circuit Breaker Failure (CBF) untuk CB A (semua CB pada busbar A) dan CB B (semua CB pada busbar B). c. Short Zone Protection (SZP) untuk CB A (semua CB pada busbar A) dan CB B (semua CB pada busbar B). Busbar Proteksi menggunakan jenis Low Impedance Busbar. 11.1.4. IED Proteksi Diameter 500 kV Proteksi untuk Diameter pada system 500 KV (one and half breaker) terdiri dari : a. MPU-1 dan MPU-2 untuk Circulating Current Protection (CCP) untuk proteksi penghantar yang menggunakan CT line. b. IED Proteksi CBF & SZP CB AB Main 1 dan CBF & SZP CB AB Main 2 (semua CB AB/ CB tengah diantara CB A dan CB B) yang tidak terakomodir dalam IED proteksi Busbar. Pengadaan CCP merupakan bagian dari pengadaan proteksi bay. 11.1.5. IED Proteksi Reaktor 500 kV Proteksi untuk Bay Reaktor pada system 500 KV terdiri dari MPU-1 dan MPU-2 yang minimal harus mempunyai fungsi ­ fungsi sebagai berikut : a. Over Current relay b. Differential relay c. Restricted Earth Fault relay tipe low impedance

61 dari 121

Spek SOGI, 25 Mei 2011 rev24

PT PLN (Persero) P3B Jawa Bali

d. e.

Three Phase Under/Over Voltage relay Electromechanical protection (eksternal trip dari trafo) ditarik langsung ke dua IED MPU 1 dan 2

11.2. 11.2.1.

IED Proteksi 150 kV IED BUSPRO dan Coupler (konfigurasi double busbar) IED BUSPRO dan Coupler terdiri dari IED MPU dan IED BPU IED MPU minimal harus mempunyai fungsi ­ fungsi sebagai berikut : a. Proteksi Busbar tipe low impedance b. Circuit Breaker Failure c. Short Zone Protection IED BPU minimal harus mempunyai fungsi ­ fungsi sebagai berikut : a. Over Current Relay b. Ground Fault Relay c. Under Frequency Relay untuk kebutuhan Island Operation Fungsi Synchro check relay untuk Coupler terdapat di IED BCU Coupler.

11.2.2.

IED BUSPRO dan Diameter 150 kV (Konfigurasi One And Half Breaker) Proteksi untuk Busbar dan Diameter pada sistem 150 KV konfigurasi one and half breaker terdiri dari IED MPU Buspro Bus A, IED MPU Buspro Bus B, IED MPU Circulating Current Protection (CCP) dan IED Proteksi CBF CB AB. IED MPU Busbar yang minimal harus mempunyai fungsi ­ fungsi sebagai berikut : a. Proteksi Busbar. b. Circuit Breaker Failure (CBF) untuk CB A (semua CB pada busbar A) dan CB B (semua CB pada busbar B). c. Short Zone Protection (SZP) untuk CB A (semua CB pada busbar A) dan CB B (semua CB pada busbar B). Busbar Proteksi menggunakan jenis Low Impedance Busbar. IED MPU CCP untuk proteksi penghantar yang menggunakan CT line. Pengadaan CCP merupakan bagian dari pengadaan proteksi bay. IED CBF dan SZP CB AB (semua CB AB/ CB tengah diantara CB A dan CB B) yang tidak terakomodir dalam IED proteksi Busbar.

11.2.3.

IED Proteksi Line 150 kV Untuk Bay Line 150 KV terdiri dari IED MPU dan IED BPU. IED MPU dapat berupa : a. Distance relay termasuk DEF dan keduanya harus dilengkapi terminal teleproteksi b. Line Current Differential yang dilengkapi dengan Fungsi Distance dan DEF. IED BPU mempunyai fungsi : a. Over Current Relay dan Ground Fault Relay

Spek SOGI, 25 Mei 2011 rev24

62 dari 121

PT PLN (Persero) P3B Jawa Bali

b.

Thermal Overload Relay

Autoreclose dan Synchrocheck terdapat pada IED BCU. 11.2.4. IED Proteksi Transformator 150/20 kV atau 150/70 kV Untuk Bay Transformator 150/20 kV atau 150/70 kV terdiri dari IED MPU, IED BPU-1 dan BPU-2. IED MPU minimal harus mempunyai fungsi ­ fungsi sebagai berikut : a. Transformer Differential relay tipe low impedance b. Restricted Earth Fault Relay sisi Tegangan 150 kV (sisi primer) tipe low impedance c. Restricted Earth Fault Relay sisi Tegangan 70 kV atau 20 kV (sisi sekunder) tipe low impedance IED BPU-1 minimal harus mempunyai fungsi ­ fungsi sebagai berikut : a. Over Current dan Ground Fault Relay sisi Tegangan 150 kV atau 70 kV (sisi primer) IED BPU-2 minimal harus mempunyai fungsi ­ fungsi sebagai berikut : a. Over Current dan Ground Fault Relay sisi Tegangan 70kV atau 20 kV (sisi sekunder) b. Thermal Overload Relay c. Stand By Earth Fault relay 11.2.5. IED Proteksi Kapasitor 150 kV IED Proteksi Kapasitor terdiri dari IED MPU dan IED BPU. IED MPU mempunyai fungsi : a. Unbalanced Relay b. Three Phase Under/Over Voltage Relay IED BPU mempunyai fungsi : a. Over Current relay b. Ground Fault relay

Spek SOGI, 25 Mei 2011 rev24

63 dari 121

PT PLN (Persero) P3B Jawa Bali

13. 12.1.

Spesifikasi relay 500 KV Distance Relay 500 KV

NO 1 2 3 4 Name Manufacture/Type Auxiliary supply Voltage Voltage / Current AC Voltage (secondary) Connection Primary Nominal Voltage : : : Min. (100 ­ 120) V rms. phase-phase 3 phase, 4 wires Min. (20 ­ 500) kV, selectable VT matching 1 A and 5A 3 phase, 4 wire Min. (50 ­ 4000) A, selectable CT matching Taps 50 Hz 0.2 VA 1.0 VA 50 Watt 110 VDC 5 A 110 VDC continuously 10 A make and carry, 1 sec 0.2 A, 110 VDC break 5 A 110 VDC continuously : : Binary Input Binary output Contact 8 9 Event records Internal disturbance recorder Trigger analogue signal Trigger event signal Recording duration each fault Sampling rate 10 Format file Relay Characteristic Setting Zone Setting Group Reach Characteristic Phase-phase Phase-ground Quadrilateral reactance reach : : : : : : : : : : : : : : : 10 A make and carry, 1 sec 0.2 A, 110 VDC break 8 32 256 event records in ring buffer FIFO 8 analog signal 16 digital signal trip signal or analogue value change internal and external trigger 8 oscillograph, durasi setiap oscillograph 2.0 second 16 sample / cycle COMTRADE IEC 60255-24 4 (four) zones (for phase-phase and phase-ground element) Minimum 2 (two) setting group Mho or Quadrilateral Dynamic Mho or Quadrilateral Reactance Min. 0.1 - 200 in 0.01 step (1 A) or Description : : : Requirement Distance Relay 500 KV ............../....................... 110 VDC (-15% s.d +10%)

AC Current (secondary) Connection Primary Nominal Current Frequency AC Burden In = 1 A In = 5 A DC Burden (trip condition) Binary Input / Output Rated voltage Trip contacts

: : : : : : : : : : :

5

6 7

Auxiliary contacts

Spek SOGI, 25 Mei 2011 rev24

64 dari 121

PT PLN (Persero) P3B Jawa Bali

: Quadrilateral resistance reach MHO impedance reach Zero sequence compensation (kn or ko) Angle Characteristic Measuring Accuracy Sensitivity Time Setting - Zone 1 - Zone 2 (t2) - Zone 3 (t3) Time Signalling Channel Timer Accuracy Typical Operating Time Maximum Operating Time at SIR=10 Scheme Tripping Scheme 11 Directional Earth Fault Range setting Time for back up trip DEF scheme Sensitivity Have phase selection ability for single pole auto-recloser 12 Minimum Feature Power Swing Blocking Out of Step Switch on to Fault Self Diagnostic Voltage Transf. Supervision Watch dog Block for Relay Failure Default logic and setting MMI (Man Machine Interface) Local Configuration Terminal Interface Database configuration Protocol : : : : : : : : : : : : : : : : : : : : : :

Min. 0.02 - 40 in 0.01 step (5 A) Min. 0.1 - 200 in 0.01 step (1 A) Min. 0.02 - 40 in 0.01 step (5 A) Min. 0.1 - 200 in 0.01 step (1 A) Min. 0.01 - 40 in 0.01 step (5 A) Used for all zones Min. 45 ­ 80 in 10 steps + 5 % of setting 10 % In Instantaneous Min. (100 ­ 2000) ms, in steps 10 ms Min. (100 ­ 5000) ms, in steps 10 ms Min. (0 ­ 80) ms, in step 1 ms Max. ± 5 % for SIR less than 30 < 20 millisecond 20 millisecond, at 80 % reach setting Basic, PUTT, POTT + WI, and Blocking Single phase and three phase tripping Suitable for one or two breaker Min. 0.1 ­ 1.0 In in step 0.01 A Min. 0.5 ­ 10 s in 0.1 steps POTT and Blocking Min. 5 % In A must

0 0

: : : : : : : : : : : :

Enable Enable Enable Enable Enable Enable Enable Enable Enable RJ45/RS 485/RS 232 Upload dan download IEC61850

13

14

12.2.

Line Current Differential 500 KV

NO 1 2 3 4 Name Manufacture/Type Auxiliary supply Voltage Voltage / Current : 110 VDC (-15% s.d +10%) Description : : Requirement Line Current Differential Relay 500 KV ............../.......................

Spek SOGI, 25 Mei 2011 rev24

65 dari 121

PT PLN (Persero) P3B Jawa Bali

AC Voltage (secondary) Connection Primary Nominal Voltage

: : :

Min. (100 ­ 120) V rms. phase-phase 3 phase, 4 wires Min. (20 ­ 500) kV, selectable VT matching 1 A and 5A 3 phase, 4 wire Min. (50 ­ 4000) A, selectable CT matching Taps 50 Hz 0.2 VA 1.0 VA 50 Watt 110 VDC 5 A 110 VDC continuously 10 A make and carry, 1 sec 0.2 A, 110 VDC break 5 A 110 VDC continuously 10 A make and carry, 1 sec 0.2 A, 110 VDC break 8 32 256 event records in ring buffer FIFO 8 analog signal 16 digital signal trip signal or analogue value change internal and external trigger 8 oscillograph, durasi setiap oscillograph 2.0 second 16 sample / cycle COMTRADE IEC 60255-24 Phase segregated with adaptive restraint Min. 0.2 ­ 1.00 A in 0.02A steps Min. ± 7 % 2 (two) slope < 30 millisecond Yes Yes Min. 0.05 ­ 2.00 A in 0.01A steps and Min. 0.10 ­ 10.00 s in 0.01 s steps Single phase and three phase tripping Suitable for one or two breaker Telecommunication equipment link using optical fiber must be matching with the

AC Current (secondary) Connection Primary Nominal Current Frequency AC Burden In = 1 A In = 5 A 6 7 DC Burden (trip condition) Binary input / output Rated voltage Trip contacts

: : : : : : : : : : :

5

Auxiliary contacts : : Binary Input Binary output Contact 8 9 Event records Internal disturbance recorder Trigger analogue signal Trigger event signal Recording duration each fault Sampling rate 10 Format file Protection Function Segregate-Phase Current Differential Protection Minimum operating current Accuracy Slope Direct Transfer Trip (DTT) Operating time Other capability : a. Charging Current Compensation b. DTT to remote relay and from remote relay c. Additional high sensitivity DEF (Directional Earth Fault) protection for high resistance fault Tripping Scheme Telecommunication System : : : : : : : : : : : : : : : : : :

: :

Spek SOGI, 25 Mei 2011 rev24

66 dari 121

PT PLN (Persero) P3B Jawa Bali

lines distance 11 Addressing Check Function Have ability of addressing monitoring function in case of using the Synchronous Digital Hierarchy (SDH) system for FO media Minimum number of relay address Minimum Feature Power Swing Blocking Out of Step Switch on to Fault Self Diagnostic Watch dog Block for Relay Failure Default logic and setting Voltage Transf. Supervision Watch dog Block for Relay Failure Default logic and setting MMI (Man Machine Interface) 13 Local Configuration Terminal Interface Database configuration Protocol : A must

: : : : : : : : : : : : : : : :

64 Enable Enable Enable Enable Enable Enable Enable Enable Enable Enable Enable Enable RJ45/RS 485/RS 232 Upload dan download IEC61850

12

14

12.3.

Transformer Differential Relay & Restricted Earth Fault 500 KV

NO 1 2 3 4 Name Manufacture/Type Auxiliary supply Voltage Current AC Current (Secondary) Connection (500kV, 150kV) Connection (66kV) Primary Nominal Current Frequency AC Burden In = 1 A In = 5 A 6 7 DC Burden (trip condition) Binary input / output Rated voltage Trip contacts : : : : Auxiliary contacts : : 110 VDC 5 A 110 VDC continuously 10 A make and carry, 1 sec 0.2 A, 110 VDC break 5 A 110 VDC continuously 10 A make and carry, 1 sec 0.2 A, 110 VDC break : : : : : : : : : 110 VDC (-15% s.d +10%) 1 A and 5A 3 phase, 4 wires + 1 phase, 2 wire 3 phase, 4 wires Min. (50 ­ 4000) A, selectable CT matching Taps 50 Hz 0.2 VA 1.0 VA 50 Watt Description : : Requirement Differential Relay dan Restricted Earth Fault 500 KV ............../.......................

5

Spek SOGI, 25 Mei 2011 rev24

67 dari 121

PT PLN (Persero) P3B Jawa Bali

Binary Input 8 9 Binary output Contact Event records Internal disturbance recorder Trigger analogue signal Trigger event signal Recording duration each fault Sampling rate Format file 10 11 12 13 Setting Range for Differential Setting Range for REF Accuracy at set value Operating Time Low Set High Set Internal ACT Applicable for all vector group Harmonic restraint function to block inrush current Minimum Feature Watch dog Block for Relay Failure Default logic and setting MMI (Man Machine Interface) Local Configuration Terminal Interface Database configuration Protocol

: : : : : : : : : : : : : : :

8 24 256 event records in ring buffer FIFO 11 analog signal 16 digital signal Trip signal or analogue value change internal and external trigger 8 oscillograph, durasi setiap oscillograph 2.0 second 16 sample / cycle COMTRADE IEC 60255-24 15 ­ 40 %, step 5% 1 ­ 0.5 In, step 0.01 7.5 % 20 ms 20 ms Yes Yes A must

14 15 16 17

:

:

:

: : : : : : :

Enable Enable Enable Enable RJ45/RS 485/RS 232 Upload dan download IEC61850

18

19

12.4.

Over Current Relay, Ground Fault, Thermal Relay 500 kV

NO 1 2 3 4 5 Name Manufacture/Type Auxiliary supply Voltage Models Current AC Current (secondary) Connection Primary Nominal Current Frequency 6 AC Burden In = 1 A 7 8 In = 5 A DC Burden (trip condition) Binary input / output Rated voltage Trip contacts : : 110 VDC 5 A 110 VDC continuously : : : 0.2 VA 1.0 VA 50 Watt Description : : : : Requirement Over Current Relay dan Ground Fault Relay 500 kV ................/.................. 110 VDC (-15% s.d +10%) Three phase Overcurrent and Single phase Ground Fault 1 A and 5A 3 phase, 4 wires Min. (50 ­ 4000) A, selectable CT matching Taps 50 Hz

: : : :

Spek SOGI, 25 Mei 2011 rev24

68 dari 121

PT PLN (Persero) P3B Jawa Bali

: : Auxiliary contacts : : Binary Input 9 10 Binary output Contact Event records Internal disturbance recorder Trigger analogue signal Trigger event signal Recording duration each fault Sampling rate 11 Format file Setting Range Over Current & Ground Fault Low set Over Current Earth Fault High set Over Current 12 Earth Fault Characteristic Over Current & Ground Fault : : : : : : : : : :

10 A make and carry, 1 sec 0.2 A, 110 VDC break 5 A 110 VDC continuously 10 A make and carry, 1 sec 0.2 A, 110 VDC break 8 12 256 event records in ring buffer FIFO 4 analog signal 16 digital signal trip signal or analogue value change internal and external trigger 8 oscillograph, durasi setiap oscillograph 2.0 second 16 sample / cycle COMTRADE IEC 60255-24

: : : : : : : : :

Min 0.4 ­ 2.0 * In (in 0.05 steps) Min 0.1 ­ 1.0 * In (in 0.05 steps) Min 1 ­ 8 * Is (in 0.5 steps) Min 1 ­ 4 * In (in 0.5 steps) Standard Inverse Very Inverse Extremely Inverse Definite Time

13

Time Setting Range Over Current & Ground Fault Inverse (TMS)

:

Definite Independent Time 14 15 High set delay Drop off to pick up ratio Over Current & Ground Fault Setting Range Thermal Overload Full load current trip Alarm thermal overload Time constant Measurement Minimum Feature Watch dog Block for Relay Failure Default logic and setting MMI (Man Machine Interface) Local Configuration Terminal Interface Database configuration Protocol

: : :

min 0.05 ­ 1 with 0.05 steps for IEC standard min 0.5 ­ 15 with step 0.5 for ANSI/IEEE standard min 0.04 ­ 30 s in 0.1 steps min 0.04 ­ 500 millisecond in 0.1 steps 95 %

: : : : : : : : : : :

16 17

Min. 0.3 ­ 1.5 In, with step 0.01 Min. 50 ­ 100%, with step 1 Min. 1 ­ 100 minute, with step 1 Enable Enable Enable Enable Enable RJ45/RS 485/RS 232 Upload dan download IEC61850

18

19

Spek SOGI, 25 Mei 2011 rev24

69 dari 121

PT PLN (Persero) P3B Jawa Bali

12.5.

Circulating Current Protection 500 KV

NO 1 2 3 4 5 Name Manufacture/Type Auxiliary supply Voltage Measuring Method Current AC Current (Secondary) Connection (Bias 1, bias 2, bias 3) Primary Nominal Current Frequency AC Burden In = 1 A 7 8 In = 5 A DC Burden (trip condition) Binary input / output Rated voltage Trip contacts : : : : Auxiliary contacts : : Binary Input Binary output Contact Event records Internal disturbance recorder Trigger analogue signal Trigger event signal Recording duration each fault Sampling rate Format file Setting Range Accuracy at set value Operating Time Minimum Feature Watch dog Block for Relay Failure Default logic and setting MMI (Man Machine Interface) Local Configuration Terminal Interface Database configuration Protocol : : : : : : : : : : : : : : : : : : : : 110 VDC 5 A 110 VDC continuously 10 A make and carry, 1 sec 0.2 A, 110 VDC break 5 A 110 VDC continuously 10 A make and carry, 1 sec 0.2 A, 110 VDC break 8 16 256 event records in ring buffer FIFO 9 analog signal x jumlah diamater 16 digital signal x jumlah diamater Trip signal or analogue value change internal and external trigger 8 oscillograph, durasi setiap oscillograph 2.0 second 16 sample / cycle COMTRADE IEC 60255-24 0.1 ­ 0.5 In 7.5 % 20 ms Enable Enable Enable Enable RJ45/RS 485/RS 232 Upload dan download IEC61850 Description : : : : : : : : : : : Requirement Circulating Current Protection 500 KV ............../....................... 110 VDC (-15% s.d +10%)

Low Impedance

1 A and 5A 3 phase, 4 wires Min. (50 ­ 4000) A, selectable CT matching Taps 50 Hz 0.2 VA 1.0 VA 50 Watt

6

9 10

11 12 13 14

15

16

Spek SOGI, 25 Mei 2011 rev24

70 dari 121

PT PLN (Persero) P3B Jawa Bali

12.6.

Busbar Protection Relay 500 KV

NO 1 2 3 4 5 Name Manufacture/Type Auxiliary supply Voltage Measuring Method Current AC Current (Secondary) Connection Primary Nominal Current Frequency 6 AC Burden In = 1 A In = 5 A 7 DC Burden (trip condition) Centralized Distributed (per IED) 8 Binary input / output Rated voltage Trip contacts : : : : Auxiliary contacts : : Binary Input Binary output Contact Event records Internal disturbance recorder Trigger analogue signal Trigger event signal Recording duration each fault Sampling rate 11 12 13 14 15 Format file Configuration Number of Input Number of Zone / Section Operating Time Setting Range Number of Slope Percentage Slope I Pick Up Level Accuracy at set value : : : : : : : : : : : : : : : : : : : 110 VDC 5 A 110 VDC continuously 10 A make and carry, 1 sec 0.2 A, 110 VDC break 5 A 110 VDC continuously 10 A make and carry, 1 sec 0.2 A, 110 VDC break 6 x jumlah diameter 8 x jumlah diameter 256 event records in ring buffer FIFO 3 analog signal x jumlah diamater 5 digital signal x jumlah diamater Trip signal or analogue value change internal and external trigger 8 oscillograph, durasi setiap oscillograph 2.0 second 16 sample / cycle COMTRADE IEC 60255-24 Centralized / Distributed > Diameter > number section at the busbar < 20ms 1 Slope between 40 ­ 60 % Min 0.2 to 1 p.u. ( in step of 0.01) 5% of measurement : : 150 Watt 50 Watt : : 0.2 VA 1.0 VA Description : : : : : : : : Requirement Busbar Protection Relay 500 KV ............../....................... 110 VDC (-15% s.d +10%)

Low Impedance

1 A and 5A 3 phase, 4 wires Min. (50 ­ 4000) A, selectable CT matching Taps 50 Hz

9 10

16

Spek SOGI, 25 Mei 2011 rev24

71 dari 121

PT PLN (Persero) P3B Jawa Bali

17

Monitoring Function I diff, I per Feeder Event Logic Self Check / Watch Dog Feature Suitable for double busbar with or without couplers. Check Zone Dead Zone Stability due to CT saturation Current supervision Block for Relay Failure Default logic and setting MMI (Man Machine Interface) : : : : : : : : : : : : : : YES YES YES YES YES YES YES YES Enable Enable Enable RJ45/RS 485/RS 232 Upload dan download IEC61850

18

19

20

Local Configuration Terminal Interface Database configuration Protocol

12.7.

Circuit Breaker Failure/Short Zone 500 KV

NO 1 2 3 4 Name Manufacture/Type Auxiliary supply Voltage Current AC Current (Secondary) Connection Primary Nominal Current Frequency 5 AC Burden In = 1 A 6 7 In = 5 A DC Burden (trip condition) Binary input / output Rated voltage Trip contacts : : : : Auxiliary contacts : : Binary Input Binary output Contact Event records Internal disturbance recorder Trigger analogue signal Trigger event signal : : : : : : : 110 VDC 5 A 110 VDC continuously 10 A make and carry, 1 sec 0.2 A, 110 VDC break 5 A 110 VDC continuously 10 A make and carry, 1 sec 0.2 A, 110 VDC break 6 x jumlah diameter 8 x jumlah diameter 256 event records in ring buffer FIFO 4 analog signal x jumlah diamater 8 digital signal x jumlah diameter Trip signal or analogue value change internal and external trigger : : : 0.2 VA 1.0 VA 50 Watt Description : : : : : : : Requirement Circuit Breaker Failure/Short Zone 500 KV ............../....................... 110 VDC (-15% s.d +10%) 1 A and 5A 3 phase, 4 wires Min. (50 ­ 4000) A, selectable CT matching Taps 50 Hz

8 9

Spek SOGI, 25 Mei 2011 rev24

72 dari 121

PT PLN (Persero) P3B Jawa Bali

Recording duration each fault Sampling rate Format file 10 Circuit Breaker Failure Protection Range Setting CB Failure Time Short Zone/Dead Zone Protection Range setting Dead ZoneTime 12 Minimum Feature Retrip / first stage trip Backtrip / adjacent trip / second stage trip Watch dog Block for Relay Failure Default logic and setting MMI (Man Machine Interface) 13 Local Configuration Terminal Interface Database configuration Protocol

: : : : : :

8 oscillograph, durasi setiap oscillograph 2.0 second 16 sample / cycle COMTRADE IEC 60255-24 Min 10% ­ 100% x rated current, step 1% Min 10 ms ­ 10 second, step 10 ms Min 10% ­ 100% x rated current, step 1% Min 10 ms ­ 10 second, step 10 ms

11

: : : : : : : : :

Enable Enable Enable Enable Enable Enable RJ45/RS 485/RS 232 Upload dan download IEC61850

14

12.8.

Three Phase Under/Over Voltage Relay 500 KV

NO 1 2 3 4 Name Manufacture/Type Auxiliary supply Voltage AC Burden Vn = 100 V Vn = 110 V 5 6 DC Burden (trip condition) Voltage AC Voltage (secondary) Connection Primary Nominal Voltage Frequency 7 8 Rated Voltage (Un) Binary input / output Rated voltage Trip contacts : : : : Auxiliary contacts : : Binary Input Binary output Contact 9 Event records : : : 110 VDC 5 A 110 VDC continuously 10 A make and carry, 1 sec 0.2 A, 110 VDC break 5 A 110 VDC continuously 10 A make and carry, 1 sec 0.2 A, 110 VDC break 8 8 256 event records in ring buffer FIFO : : : : : Min. (100 ­ 120) V rms. phase-phase 3 phase, 4 wires Min. (20 ­ 500) kV, selectable VT matching 50 Hz 110 Volt AC : : : 1.0 VA 1.0 VA 50 Watt Description : : : Requirement Three Phase Under/Over Voltage Relay 500 KV ............../....................... 110 VDC (-15% s.d +10%)

Spek SOGI, 25 Mei 2011 rev24

73 dari 121

PT PLN (Persero) P3B Jawa Bali

10

Internal disturbance recorder Trigger analogue signal Trigger event signal Recording duration each fault Sampling rate

: : : : : : : : : : : : : : : : : : : : :

4 analog signal 8 digital signal Trip signal or analogue value change internal and external trigger 8 oscillograph, durasi setiap oscillograph 2.0 second 16 sample / cycle COMTRADE IEC 60255-24 > 200 % * Un Min 10 % ­ 120 % * Un 0.00 ­ 9.9 sec 95 % 105 % < 5 % of setting voltage < 5 % of the time setting Enable Enable Enable Enable RJ45/RS 485/RS 232 Upload dan download IEC61850

11 12 13

Format file Continuous Withstand Voltage Voltage setting range Time delay setting range Drop off to pick-up ratio Overvoltage Undervoltage Accuracy Operating Voltage Operating Time Minimum Feature Watch dog Block for Relay Failure Default logic and setting MMI (Man Machine Interface) Local Configuration Terminal Interface Database configuration Protocol

14

15

16

17

Spek SOGI, 25 Mei 2011 rev24

74 dari 121

PT PLN (Persero) P3B Jawa Bali

14. 13.1.

Spesifikasi relay 150 kV Distance Relay 150 KV

NO 1 2 3 4 Name Manufacture/Type Auxiliary supply Voltage Voltage / Current AC Voltage (secondary) Connection Primary Nominal Voltage : : : Min. (100 ­ 120) V rms. phase-phase 3 phase, 4 wires Min. (20 ­ 500) kV, selectable VT matching 1 A and 5A 3 phase, 4 wires Min. (50 ­ 4000) A, selectable CT matching Taps 50 Hz 0.2 VA 1.0 VA 50 Watt 110 VDC 5 A 110 VDC continuously 10 A make and carry, 1 sec 0.2 A, 110 VDC break 5 A 110 VDC continuously 10 A make and carry, 1 sec 0.2 A, 110 VDC break 8 24 (Double busbars) or 32 (One and half Breaker) 256 event records in ring buffer FIFO 8 analog signal 32 digital signal trip signal or analogue value change internal and external trigger 8 oscillograph, durasi setiap oscillograph 2.0 second 16 sample / cycle COMTRADE IEC 60255-24 Min 4 (four) Zone (for phase-phase and phase-ground element) Minimum 2 (two) setting Group Mho or Quadrilateral Dynamic Mho or Quadrilateral Reactance Min. 0.25 ­ 200 (1 A) or Description : : : Requirement Distance Relay 150 KV ............../....................... 110 VDC (-15% s.d +10%)

AC Current (secondary) Connection Primary Nominal Current Frequency AC Burden In = 1 A 6 7 In = 5 A DC Burden (trip condition) Binary input / output Rated voltage Trip contacts

: : : : : : : : : : : : : : : : : : : : : : : :

5

Auxiliary contacts

Binary Input Binary output Contact 8 9 Event records Internal disturbance recorder Trigger analogue signal Trigger event signal Recording duration each fault Sampling rate Format file 10 11 12 Setting Zone Setting Group Reach Characteristic Phase-phase Phase-ground Forward Reach Zone

Spek SOGI, 25 Mei 2011 rev24

75 dari 121

PT PLN (Persero) P3B Jawa Bali

Min. 0.05 ­ 40 (5 A) Reverse Reach Zone Zero sequence compensation (kn or ko) Angle Characteristic Measuring Accuracy Sensitivity Typical Operating Time Maximum Operating Time at SIR=30 System Impedance Ratio Scheme Tripping Scheme Time Setting - Zone 1 - Zone 2 (t2) - Zone 3 (t3) Time Signalling Channel 13 Directional Earth Fault Sensitivity Characteristic Time Curve Teleprotection Scheme Minimum Feature Power Swing Blocking Switch on to Fault Self Diagnostic Voltage Transf. Supervision Watch dog Block for Relay Failure Default logic and setting MMI (Man Machine Interface) Local Configuration Terminal Interface Database configuration Protocol Enable : : : : : : : : : : : : : : 10 % In Inverse or Definite, or Both Basic, Blocking and POTT Enable Enable Enable Enable Enable Enable Enable Enable RJ45/RS 485/RS 232 Upload dan download IEC61850 Instantaneous Min. 100 ­ 2500 ms, in steps 10 ms Min. 100 ­ 3500 ms, in steps 10 ms Min. 0­ 80 ms, in steps 1 ms Min. 0.5 ­ 100 (1 A) Min. 0.1 ­ 20 (5 A) Used for all zones Min. 60 ­ 80 in 1 steps +5% 10 % In < 30 millisecond 40 millisecond, at 80 % reach setting 1<SIR<30 Basic, PUTT, POTT + WI, and Blocking Single phase and three phase tripping

o o 0

14

15

16

13.2.

Line Current Differential 150 KV

NO 1 2 3 4 Name Manufacture/Type Auxiliary supply Voltage Voltage / Current AC Voltage (secondary) Connection Primary Nominal Voltage : : : : 110 VDC (-15% s.d +10%) Min. (100 ­ 120) V rms. phase-phase 3 phase, 4 wires Min. (20 ­ 150) kV, selectable VT matching 1 A and 5A 3 phase, 4 wires Description : : Requirement Line Curtent Differential 150 KV ............../.......................

AC Current (secondary) Connection

: :

Spek SOGI, 25 Mei 2011 rev24

76 dari 121

PT PLN (Persero) P3B Jawa Bali

Primary Nominal Current Frequency 5 AC Burden In = 1 A In = 5 A 6 7 DC Burden (trip condition) Binary input / output Rated voltage Trip contacts

: : : : : : : : :

Min. (50 ­ 4000) A, selectable CT matching Taps 50 Hz 0.2 VA 1.0 VA 50 Watt 110 VDC 5 A 110 VDC continuously 10 A make and carry, 1 sec 0.2 A, 110 VDC break 5 A 110 VDC continuously 10 A make and carry, 1 sec 0.2 A, 110 VDC break 8 24 (Double busbars) or 32 (One and half Breaker) 256 event records in ring buffer FIFO 8 analog signal 32 digital signal trip signal or analogue value change internal and external trigger 8 oscillograph for each 2.0 second 16 sample / cycle COMTRADE IEC 60255-24 Phase segregated with adaptive restraint Min 0.2 ­ 1.00 A in 0.02A steps Min ± 7 % 0.10 to 1.0 A in 0.01 A steps 2 (two) slope section Maximum 30 ms Yes Yes Min. 0.05 ­ 2.00 A in 0.01A steps and Min. 0.10 ­ 10.00 s in 0.01 s steps Single phase and three phase tripping Suitable for one or two breaker Telecommunication equipment link using optical fiber must be matching with the lines distance

Auxiliary contacts : : Binary Input Binary output Contact 8 9 Event records Internal disturbance recorder Trigger analogue signal Trigger event signal Recording duration each fault Sampling rate Format file 10 Protection Function Segregate-Phase Current Differential Protection Minimum operating current Accuracy CT mismatch factor Slope Direct Transfer Trip (DTT) Operating time Other capability : a. Charging Current Compensation b. DTT to remote relay and from remote relay c. Additional high sensitivity differential protection for high resistance fault Tripping Scheme Telecommunication System : : : : : : : : : : : : : : : : : : : : : :

11

Addressing Check Function Have ability of addressing monitoring function in case of using the Synchronous Digital Hierarchy (SDH) system for FO media : A must

Spek SOGI, 25 Mei 2011 rev24

77 dari 121

PT PLN (Persero) P3B Jawa Bali

Minimum number of relay address 12 Minimum Feature Power Swing Blocking Out of Step Switch on to Fault Self Diagnostic Watch dog Block for Relay Failure Default logic and setting Voltage Transf. Supervision 13 MMI (Man Machine Interface) Local Configuration Terminal Interface Database configuration Protocol

: : : : : : : : : : : : :

64 Enable Enable Enable Enable Enable Enable Enable Enable Enable RJ45/RS 485/RS 232 Upload dan download IEC61850

14

13.3.

Transformer Differential Relay & REF 150 kV

NO 1 2 3 4 Name Manufacture/Type Auxiliary supply Voltage Current AC Current (Secondary) Connection (150kV, 20kV) Primary Nominal Current Frequency AC Burden In = 1 A 6 7 In = 5 A DC Burden (trip condition) Binary input / output Rated voltage Trip contacts : : : : : : : : : : : : : : : : : : : Trigger analogue signal Trigger event signal Recording duration each fault Sampling rate Format file : : : : : 110 VDC (-15% s.d +10%) 1 A and 5A 3 phase, 4 wires + 1 phase, 2 wire Min. (50 ­ 4000) A, selectable CT matching Taps 50 Hz 0.2 VA 1.0 VA 50 Watt 110 VDC 5 A 110 VDC continuously 10 A make and carry, 1 sec 0.2 A, 110 VDC break 5 A 110 VDC continuously 10 A make and carry, 1 sec 0.2 A, 110 VDC break 8 16 256 event records in ring buffer FIFO 8 analog signal 16 digital signal trip signal or analogue value change internal and external trigger 8 oscillograph for each 2.0 second 16 sample / cycle COMTRADE IEC 60255-24 Description : : Requirement Differential Relay dan Restricted Earth Fault 150 KV ............../.......................

5

Auxiliary contacts

Binary Input Binary output Contact 8 9 Event records Internal disturbance recorder

Spek SOGI, 25 Mei 2011 rev24

78 dari 121

PT PLN (Persero) P3B Jawa Bali

10 11 12 13

Setting Range for Differential Setting Range for REF Accuracy at set value Operating Time Low Set High Set Internal ACT Applicable for all vector group Harmonic restraint function to block inrush current Minimum Feature Watch dog Block for Relay Failure Default logic and setting MMI (Man Machine Interface) Local Configuration Terminal Interface Database configuration Protocol

: : : : :

Min. 15 - 40 %, step 5% 0.1 ­ 0.5 In, step 0.01 7.5 % 30 ms 30 ms Yes Yes A must

14 15 16 17

:

:

:

: : : : : : :

Enable Enable Enable Enable RJ45/RS 485/RS 232 Upload dan download IEC61850

18 19

13.4.

Over Current, Ground Fault, Thermal Relay 150 dan 20 KV

NO 1 2 3 4 5 Name Manufacture/Type Auxiliary supply Voltage Models Current AC Current (Secondary) Connection Primary Nominal Current Frequency AC Burden In = 1 A In = 5 A 7 8 DC Burden (trip condition) Binary input / output Rated voltage Trip contacts : : : : Auxiliary contacts : : : Binary Input 9 10 Binary output Contact Event records Internal disturbance recorder : : : : 110 VDC 5 A 110 VDC continuously 10 A make and carry, 1 sec 0.2 A, 110 VDC break 5 A 110 VDC continuously 10 A make and carry, 1 sec 0.2 A, 110 VDC break 8 12 256 event records in ring buffer FIFO 8 analog signal : : : : : : : 1 A and 5A 3 phase, 4 wires Min. (50 ­ 4000) A, selectable CT matching Taps 50 Hz 0.2 VA 1.0 VA 50 Watt : : 110 VDC (-15% s.d +10%) Three phase Overcurrent and Single phase Ground Fault Description : : Requirement Over Current Relay & Ground Fault Relay 150 KV dan 20 KV ................/..................

6

Spek SOGI, 25 Mei 2011 rev24

79 dari 121

PT PLN (Persero) P3B Jawa Bali

: Trigger analogue signal Trigger event signal Recording duration each fault Sampling rate Format file 11 Setting Range Over Curret & Ground Fault Low set Over Current Earth Fault High set Over Current Earth Fault 12 Characteristic Over Current & Ground Fault : : : : : : : : : 13 Time Setting Range Over Curret & Ground Fault Inverse (TMS) : : : : :

16 digital signal trip signal or analogue value change internal and external trigger 8 oscillograph for each 2.0 second 16 sample / cycle COMTRADE IEC 60255-24 Two setting group

Min 0.4 ­ 2.0 * In (in 0.05 steps) Min 0.1 ­ 1.0 * In (in 0.05 steps) Min 1 ­ 8 * Is (in 0.5 steps) Min 1 ­ 4 * In (in 0.5 steps) Standard Inverse Very Inverse Extremely Inverse Definite Time

:

Definite Independent Time High set delay 14 15 Drop off to pick up ratio Over Curret & Ground Fault Setting Range Thermal Overload Full load current trip Alarm thermal overload Time constant 16 17 Measurement Minimum Feature Watch dog Block for Relay Failure Default logic and setting MMI (Man Machine Interface) 18 Local Configuration Terminal Interface Database configuration Protocol

: : :

Min. 0.05 ­ 1 with 0.05 step for IEC standard Min. 0.5 ­ 15 with step 0.5 step for ANSI standard Min. 0.04 ­ 30 s in 0.1 steps Min. 0.04 ­ 500 millisecond in 0.1 steps 95 %

: : : : : : : : : : :

Min. 0.3 ­ 1.5 In, with step 0.01 Min. 50 ­ 100%, with step 1 Min. 1 ­ 100 minute, with step 1 Enable Enable Enable Enable Enable RJ45/RS 485/RS 232 Upload dan download IEC61850

19

13.5.

Frequency Relay 150 KV

NO 1 2 3 4 Name Manufacture/Type Auxiliary supply Voltage Voltage : 110 VDC (-15% s.d +10%) Description : : Requirement Frequency Relay 150 KV ............../.......................

Spek SOGI, 25 Mei 2011 rev24

80 dari 121

PT PLN (Persero) P3B Jawa Bali

AC Voltage (secondary) Connection Primary Nominal Voltage Frequency 5 AC Burden Vn = 100 V Vn = 110 V 6 7 DC Burden (trip condition) Binary input / output Rated voltage Trip contacts

: : : : : : : : : : :

Min. (100 ­ 120) V rms. phase-phase 3 phase, 4 wires Min. (20 ­ 500) kV, selectable VT matching 50 Hz 1.0 VA 1.0 VA 50 Watt 110 VDC 5 A 110 VDC continuously 10 A make and carry, 1 sec 0.2 A, 110 VDC break 5 A 110 VDC continuously 10 A make and carry, 1 sec 0.2 A, 110 VDC break 8 12 256 event records in ring buffer FIFO 4 analog signal 16 digital signal trip signal or analogue value change internal and external trigger 8 oscillograph for each 2.0 second 16 sample / cycle COMTRADE IEC 60255-24 Min. 0.4 ­ 0.9 * Un f< : <102% ; f> : >99% Frequency, frequency change, frequency and frequency change Min. 45 ­ 55 Hz in 0.01 Hz steps < + 0.01 Hz Min. 0.1 ­ 30 sec in 0.1 sec steps Min. 4 stages Min. (­ 9.0) ­ (­ 0.4) Hz/s in 0.1 Hz steps < + 0.1 Hz/s Min. 2 stages Min. 4 trip contacts (programmable) The changing of voltage not affected the characteristic Enable Enable Enable Enable

Auxiliary contacts : : Binary Input 8 9 Binary output Contact Event records Internal disturbance recorder Trigger analogue signal Trigger event signal Recording duration each fault Sampling rate Format file 10 11 Low voltage-blocking : measuring range Reset ratio Load shedding scheme Setting range of frequency (fx) Tolerance (accuracy) of frequency (fx) Time delay setting range of frequency (fx) Number of frequency (fx) stage Setting range of frequency-change (df/dt) Tolerance (accuracy) of frequencychange (df/dt) Number of frequency-change (df/dt) stage Number of output contact 13 14 Others Minimum Feature Watch dog Block for Relay Failure Default logic and setting MMI (Man Machine Interface) 15 Local Configuration : : : : : : : : : : : : : :

:

: : : :

:

:

:

: : : :

12

Spek SOGI, 25 Mei 2011 rev24

81 dari 121

PT PLN (Persero) P3B Jawa Bali

16

Terminal Interface Database configuration Protocol

: : :

RJ45/RS 485/RS 232 Upload dan download IEC61850

13.6.

Stand Bay Earth Fault 20 KV

NO 1 2 3 4 5 Name Manufacture/Type Auxiliary supply Voltage Models Current AC Current (Primary, Secondary, Tertiary) Connection Primary Nominal Current Frequency 6 AC Burden In = 1 A In = 5 A 7 8 DC Burden (trip condition) Binary input / output Rated voltage Trip contacts : : : : : : : : : : : Trigger analogue signal Trigger event signal Recording duration each fault Sampling rate 11 Format file Setting Range Low set Over Current Earth Fault High set Over Current Earth Fault 12 Characteristic : : : : : : : : : : : : : 110 VDC 5 A 110 VDC continuously 10 A make and carry, 1 sec 0.2 A, 110 VDC break 5 A 110 VDC continuously 10 A make and carry, 1 sec 0.2 A, 110 VDC break 8 12 256 event records in ring buffer FIFO 4 analog signal 16 digital signal trip signal or analogue value change internal and external trigger 8 oscillograph for each 2.0 second 16 sample / cycle COMTRADE IEC 60255-24 Two setting group Min. 0.4 ­ 2.0 * In (in 0.05 steps) Min. 0.1 ­ 1.0 * In (in 0.05 steps) Min. 1 ­ 8 * Is (in 0.5 steps) Min. 1 ­ 4 * In (in 0.5 steps) Standard Inverse Very Inverse : : : 0.2 VA 1.0 VA 50 Watt : 110 VDC (-15% s.d +10%) Single phase Overcurrent and One Earth Fault : : : : 1 A and 5A 3 phase, 4 wires Min. (50 ­ 4000) A, selectable CT matching Taps 50 Hz Description : : Requirement Stand Bay Earth Fault 20 KV ............../.......................

Auxiliary contacts

Binary Input Binary output Contact 9 10 Event records Internal disturbance recorder

Spek SOGI, 25 Mei 2011 rev24

82 dari 121

PT PLN (Persero) P3B Jawa Bali

: : Time Setting Range Inverse (TMS) :

Extremely Inverse Definite Time Min. 0.05 ­ 1 with 0.025 steps for IEC standard Min. 0.5 ­ 15 with step 0.5 for ANSI standard Min. 0.04 ­ 30 s in 0.1 steps Min. 0.04 ­ 500 millisecond in 0.1 steps 95 % Enable Enable Enable Enable Enable RJ45/RS 485/RS 232 Upload dan download IEC61850

Definite Independent Time High set delay 13 14 15 Drop off to pick up ratio Measurement Minimum Feature Watch dog Block for Relay Failure Default logic and setting MMI (Man Machine Interface) 16 Local Configuration Terminal Interface Database configuration Protocol

: : : : : : : : : : :

17

13.7.

Circulating Current Protection 150 KV

NO 1 2 3 4 5 Name Manufacture/Type Auxiliary supply Voltage Measuring Method Current AC Current (Secondary) Connection (Bias 1, bias 2, bias 3) Primary Nominal Current Frequency AC Burden In = 1 A In = 5 A 7 8 DC Burden (trip condition) Binary input / output Rated voltage Trip contacts : : : : Auxiliary contacts : : Binary Input Binary output Contact Event records Internal disturbance recorder : : : : : 110 VDC 5 A 110 VDC continuously 10 A make and carry, 1 sec 0.2 A, 110 VDC break 5 A 110 VDC continuously 10 A make and carry, 1 sec 0.2 A, 110 VDC break 8 16 256 event records in ring buffer FIFO 9 analog signal x jumlah diamater 16 digital signal x jumlah diamater Description : : : : : : : : : : : Requirement Circulating Current Protection 500 KV ............../....................... 110 VDC (-15% s.d +10%)

Low Impedance

1 A and 5A 3 phase, 4 wires Min. (50 ­ 4000) A, selectable CT matching Taps 50 Hz 0.2 VA 1.0 VA 50 Watt

6

9 10

Spek SOGI, 25 Mei 2011 rev24

83 dari 121

PT PLN (Persero) P3B Jawa Bali

Trigger analogue signal Trigger event signal Recording duration each fault Sampling rate Format file Setting Range Accuracy at set value Operating Time Minimum Feature Watch dog Block for Relay Failure Default logic and setting MMI (Man Machine Interface) Local Configuration Terminal Interface Database configuration Protocol

: : : : : : : : : : : : : : :

Trip signal or analogue value change internal and external trigger 8 oscillograph, durasi setiap oscillograph 2.0 second 16 sample / cycle COMTRADE IEC 60255-24 0.1 ­ 0.5 In 7.5 % 20 ms Enable Enable Enable Enable RJ45/RS 485/RS 232 Upload dan download IEC61850

11 12 13 14

15

16

13.8.

Busbar Protection Relay 150 KV

NO 1 2 3 4 5 Name Manufacture/Type Auxiliary supply Voltage Measuring Method Current AC Current (secondary) Connection Primary Nominal Current Frequency 6 AC Burden In = 1 A In = 5 A 6 DC Burden (trip condition) Centralized Distributed (per IED) 8 Binary input / output Rated voltage Trip contacts : : : : Auxiliary contacts : : Binary Input Binary output Contact Event records Internal disturbance recorder : : : : 110 VDC 5 A 110 VDC continuously 10 A make and carry, 1 sec 0.2 A, 110 VDC break 5 A 110 VDC continuously 10 A make and carry, 1 sec 0.2 A, 110 VDC break 4 x jumlah diameter 6 x jumlah diameter 256 event records in ring buffer FIFO 3 analog signal x jumlah Diamater / Bay : : 150 Watt 50 Watt : : 0.2 VA 1.0 VA Description : : : : : : : : Requirement Busbar Protection Relay 150 KV ............../....................... 110 VDC (-15% s.d +10%)

Low Impedance

1 A and 5A 3 phase, 4 wires Min. (50 ­ 4000) A, selectable CT matching Taps 50 Hz

9 10

Spek SOGI, 25 Mei 2011 rev24

84 dari 121

PT PLN (Persero) P3B Jawa Bali

/ Feeder : Trigger analogue signal Trigger event signal Recording duration each fault Sampling rate 11 12 13 14 15 Format file Configuration Number of Input Number of Zone / Section Operating Time Setting Range Number of Slope Percentage Slope I Pick Up Level Accuracy at set value Monitoring Function I diff, I per Feeder Event Logic Self Check / Watch Dog Feature Suitable for double busbar with or without couplers. Check Zone Dead Zone Stability due to CT saturation Current supervision Block for Relay Failure Default logic and setting MMI (Man Machine Interface) 19 Local Configuration Terminal Interface Database configuration Protocol : : : : : : : : : : : YES YES YES YES YES Enable Enable Enable RJ45/RS 485/RS 232 Upload dan download IEC61850 : : : : : : : : : : : : : : : : : 4 digital signal x jumlah Diamater / Bay / Feeder Trip signal or analogue value change internal and external trigger 8 oscillograph, durasi setiap oscillograph 2.0 second 16 sample / cycle COMTRADE IEC 60255-24 Centralized / Distributed > Bay > number section at the busbar < 30ms 1 Slope between 40 ­ 60 % Min 0.2 to 1 p.u. ( in step of 0.01) 5% of measurement YES YES YES

16 17

18

20

13.9.

Circuit Breaker Failure/Short Zone 150 KV

NO 1 2 3 4 Name Manufacture/Type Auxiliary supply Voltage Current AC Current (secondary) Connection Primary Nominal Current Frequency 5 AC Burden In = 1 A : 0.2 VA : : : : 1 A or 5A 3 phase, 4 wires Min. (50 ­ 4000) A, selectable CT matching Taps 50 Hz Description : : : Requirement Circuit Breaker Failure/Short Zone 150 KV ............../....................... 110 VDC (-15% s.d +10%)

Spek SOGI, 25 Mei 2011 rev24

85 dari 121

PT PLN (Persero) P3B Jawa Bali

In = 5 A 6 7 DC Burden (trip condition) Binary input / output Rated voltage Trip contacts

: : : : : : : : : : : : : : : : : : : : : : : : : : : : : : :

1.0 VA 50 Watt 110 VDC 5 A 110 VDC continuously 10 A make and carry, 1 sec 0.2 A, 110 VDC break 5 A 110 VDC continuously 10 A make and carry, 1 sec 0.2 A, 110 VDC break 4 x jumlah diameter 6 x jumlah diameter 256 event records in ring buffer FIFO 4 analog signal 8 digital signal Trip signal or analogue value change internal and external trigger 8 oscillograph, durasi setiap oscillograph 2.0 second 16 sample / cycle COMTRADE IEC 60255-24 Min 10% to 100% x rated current, step 1% Min 10 ms ­ 10 second, step 10 ms Min 10% to 100% x rated current, step 1% Min 10 ms to 10 second, step 10 ms Enable Enable Enable Enable Enable Enable RJ45/RS 485/RS 232 Upload dan download IEC61850

Auxiliary contacts

Binary Input Binary output Contact 8 9 Event records Internal disturbance recorder Trigger analogue signal Trigger event signal Recording duration each fault Sampling rate 10 Format file Circuit Breaker Failure Protection Range Setting CB Failure Time 11 Short Zone/Dead Zone Protection Range setting Dead ZoneTime 12 Minimum Feature Retrip / first stage trip Backtrip / adjacent trip / second stage trip Watch dog Block for Relay Failure Default logic and setting MMI (Man Machine Interface) 13 Local Configuration Terminal Interface Database configuration Protocol

14

13.10.

Unbalance Relay 150 KV

NO 1 2 3 4 Name Manufacture/Type Auxiliary supply Voltage Current AC Current (secondary) Connection Primary Nominal Current : : : : 110 VDC (-15% s.d +10%) 1 A or 5A 3 phase, 4 wires Min. (50 ­ 4000) A, Description : : Requirement Unbalance Relay 150 KV ............../.......................

Spek SOGI, 25 Mei 2011 rev24

86 dari 121

PT PLN (Persero) P3B Jawa Bali

selectable CT matching Taps 5 Frequency AC Burden In = 1 A In = 5 A 6 7 DC Burden (trip condition) Binary input / output Rated voltage Trip contacts : : : : Auxiliary contacts : : Binary Input 8 9 Binary output Contact Event records Internal disturbance recorder Trigger analogue signal Trigger event signal Recording duration each fault Sampling rate Format file 10 Accuracy Operating of measurement 11 Operating Time Overload stage Setting range Characteristic : Time delay setting range (definite) Time Multiplier Setting (inverse) Drop off to pick-up ratio 12 13 Continuous Withstand Voltage Phase Unbalance stage Setting range In Characteristic : Time delay setting range (definite) Time Multiplier Setting (inverse) Drop off to pick-up ratio 14 Under Current Setting range In Time delay setting range (definite) Drop off to pick-up ratio 15 Minimum Feature Watch dog Block for Relay Failure Spek SOGI, 25 Mei 2011 rev24 : : Enable Enable : : : Min 0.05 - 0.5 * In 1 ­ 50 s > 95 % : : : : : : 2 (two) Min 0.05 - 0.5 * In Definite or inverse 0.040 ­ 1 sec min 0.05 - 1 with 0.05 steps for IEC standard > 95 % : : : : : : : : < 5 % of setting < 5 % of the time setting 2 (two) Min 0.4 - 1.4 * In Definite or inverse 0.05 ­ 1 sec min 0.05 - 1 with 0.05 steps for IEC standard > 95 % > 200 % * Un : : : : : : : : : : 110 VDC 5 A 110 VDC continuously 10 A make and carry, 1 sec 0.2 A, 110 VDC break 5 A 110 VDC continuously 10 A make and carry, 1 sec 0.2 A, 110 VDC break 8 12 256 event records in ring buffer FIFO 4 analog signal 8 digital signal Trip signal or analogue value change internal and external trigger 8 oscillograph, durasi setiap oscillograph 2.0 second 16 sample / cycle COMTRADE IEC 60255-24 : : : : 50 Hz 0.2 VA 1.0 VA 50 Watt

87 dari 121

PT PLN (Persero) P3B Jawa Bali

Default logic and setting 16 MMI (Man Machine Interface) Local Configuration Terminal Interface Database configuration Protocol

: : : : :

Enable Enable RJ45/RS 485/RS 232 Upload dan download IEC61850

17

13.11.

Three Phase Under/Over Voltage Relay 150 KV

NO 1 2 3 4 Name Manufacture/Type Auxiliary supply Voltage AC Burden Vn = 100 V Vn = 110 V 5 6 DC Burden (trip condition) Voltage AC Voltage (secondary) Connection Primary Nominal Voltage Frequency Rated Voltage (Un) Binary input / output Rated voltage Trip contacts : : : : Auxiliary contacts : : Binary Input Binary output Contact 9 10 Event records Internal disturbance recorder Trigger analogue signal Trigger event signal Recording duration each fault Sampling rate 11 12 13 Format file Continuous Withstand Voltage Voltage setting range Time delay setting range Drop off to pick-up ratio Overvoltage Undervoltage 14 Accuracy : : 95 % 105 % : : : : : : : : : : : : : 110 VDC 5 A 110 VDC continuously 10 A make and carry, 1 sec 0.2 A, 110 VDC break 5 A 110 VDC continuously 10 A make and carry, 1 sec 0.2 A, 110 VDC break 8 8 256 event records in ring buffer FIFO 4 analog signal 8 digital signal Trip signal or analogue value change internal and external trigger 8 oscillograph, durasi setiap oscillograph 2.0 second 16 sample / cycle COMTRADE IEC 60255-24 > 200 % * Un Min 10 % ­ 120 % * Un 0.04 ­ 9.9 sec : : : : : : : : : 110 VDC (-15% s.d +10%) 1.0 VA 1.0 VA 50 Watt Min. (100 ­ 120) V rms. phase-phase 3 phase, 4 wires Min. (20 ­ 500) kV, selectable VT matching 50 Hz 110 Volt AC Description : : Requirement Three Phase Under/Over Voltage Relay 150 KV ............../.......................

7 8

Spek SOGI, 25 Mei 2011 rev24

88 dari 121

PT PLN (Persero) P3B Jawa Bali

Operating Voltage 15 Operating Time Minimum Feature Watch dog Block for Relay Failure Default logic and setting MMI (Man Machine Interface) 16 Local Configuration Terminal Interface Database configuration Protocol

: : : : : : : : :

< 5 % of setting voltage < 5 % of the time setting Enable Enable Enable Enable RJ45/RS 485/RS 232 Upload dan download IEC61850

17

Spek SOGI, 25 Mei 2011 rev24

89 dari 121

PT PLN (Persero) P3B Jawa Bali

15. 15.1.

Penunjang Terminal Block Berikut ini adalah spesifikasi teknik untuk terminal block :

NO 1 2 3 4 5 6 Description Standar Diameter kabel Tegangan Kapasitas arus Insulasi material Kelengkapan Requirement VDE 0611, IEC947-7-1, 5 ­ 10 mm2 800 Volt 30 ­ 50 A Polymade Mounting, DIN, Omega

Terminal Blocks

NO 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 Requirement Rail 32 x 15 Rail 35 x 7,5 x1 Rail 35 x 15 x 2,3 Rail 35 x 15 x 1,5 Terminal Blocks compression block Terminal Blocks jenis pisau Component holder terminal blocks Terminal Blocks untuk circuit testing Fuse holder terminal blocks for fuse Fuse holder terminal blocks double deck for fuse Fuse holder terminal blocks Power terminal blocks Terminal Blocks soldered Terminal Blocks current, voltage or polarity circuits Aksesoris End top End section Separator section

Spek SOGI, 25 Mei 2011 rev24

90 dari 121

PT PLN (Persero) P3B Jawa Bali

15.2.

Kubikel

2200

800

800

400

Gambar 12 Kubikel bay IED

Peralatan disusun ke atas per rak. Apabila diperlukan dapat disediakan lemari rak tambahan sebagai tempat peralatan-peralatan tersebut. Lemari rak ini harus memenuhi spesifikasi minimal berikut : a. Pintu depan tertutup dengan bahan transparan (acrylic) yang dapat dibuka dengan mudah dan memiliki kunci. Dilengkapi dengan ventilasi pada bagian bawah. b. Pintu panel swing door untuk IED racks. c. Pintu terpisah untuk kabel komprtemen d. Panel knock down. e. Tutup atas diberi celah 3 cm untuk ventilasi. f. Tutub bawah tersedia bottom plat untuk instalasi kabel. g. Lebar dan tinggi rak harus lebih besar daripada lebar dan tinggi peralatan. h. Disediakan jalur yang mudah untuk pengkabelan pada bagian belakang lemari rak tersebut. i. Permukaan lemari rak harus dibuat sedemikian rupa agar tahan terhadap karat dan anti goresan. j. Lemari rak ini harus terhindar dari masuknya serangga. k. Dipasang filter udara bagian atas. l. Di dalam kubikal tersediakan stop kontak 220 VAC 50 Hz dengan mempergunakan tiga kawat dengan netral terisolasi dan lampu untuk pemeliharaan. m. Lampu akan secara otomatis menyala apabila pintu dibuka. Spesifikasi teknis yang harus dipenuhi :

NO 1 2

Description

Depth Width

Requirement

800 mm 800 mm (kompartemen IED) + 400 mm (terminal interface)

Spek SOGI, 25 Mei 2011 rev24

91 dari 121

PT PLN (Persero) P3B Jawa Bali

3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27

Height Enclosure frame Front/rear door Coated Sheet steel mounting Glazed door Door Vented roof Lifting eyebolt Standard handle system Drawing pocket Light Door operted switch Fixing hole for anchor bolt Socket strips supply 220 AC Metal cable gland Heater Earth rail Fixing material for earth staps Sealing Cable gland plate Front door lock Earthing set Panel name plate Setara Standard

2200 mm 2,5 mm 1,5 mm Powder coated similar to RAL 7032 19" Tersedia Dibagian depan Tersedia Tersedia Tersedia Tersedia Tersedia Tersedia Tersedia Tersedia Tersedia Tersedia Tersedia Tersedia Tersedia Tersedia Tersedia Tersedia Tersedia Rital

15.3.

Kabel Low Voltage Berikut ini adalah spesifikasi teknis yang harus dipenuhi untuk kabel power. a. Kabel dalam panel Menggunakan kabel tipe NYAF dengan ukuran : Rangkaian arus CT 4,0 mm2 Rangkaian tegangan VT 2,5 mm2 Rangkaian control 0,75 mm2 Rangkaian power supply AC/DC 1,5 mm2 b. Kabel diluar panel Menggunakan kabel tipe NYYGbCY dengan ukuran : Rangkaian arus CT 6,0 mm2 Rangkaian tegangan VT 4,0 mm2 Rangkaian control 2,5 mm2 Rangkaian power supply AC/DC 6.0 mm2

Spek SOGI, 25 Mei 2011 rev24

92 dari 121

PT PLN (Persero) P3B Jawa Bali

15.4.

Kabel Telekomunikasi

Description Terminal Interface Communication Type Data Transfer Speed Communication Port Communication Station Level Communication IED to Switch Communication Switch to switch antar panel (indoor) Communication Switch to switch antar bay kios (outdoor) : : : : : : : Requirement Fibre Optic atau Shielded Foil Twisted Pair (SFTP) - Port RJ45 Ethernet IEC 61850 / Ethernet 100 MB/s, In front or rear, or both Shielded Foil Twisted Pair (SFTP) Port RJ45 Fibre Optic Fibre Optic

: Fibre Armoured

Catatan : Dampak elektromaknetis yang terjadi pada kabel komunikasi antara IED dengan switch menjadi tanggung jawab kontraktor seumur peralatan.

15.5.

Inverter 110 VDC ke 220 VAC Inverter digunakan untuk mensuplai server, local HMI, gateway dan printer. Kemampuan setiap inverter adalah dua kali kapasitas beban total. Inverter dipasang secara paralel. Inverter terhubung dengan rectifier 110 VDC yang telah tersedia di Gardu Induk.

220 AC

220 AC

DC

DC

AC

AC

2xLoad

2xLoad

:

Load

Gambar 13 Inverter 110 VDC ke 220 VAC Spesifikasi Inverter 110VDC ke 220VAC : EN 60950, VDE 0805 Electrical safety : > 88% at nominal load Efficiency : -5 to+55 degree celcius, non condensing Operating temperature : 110 (88 -132) VDC Input DC : 220VAC Output AC : +/-5% Failure tolerance : 50Hz sinewave Frequency : 2 X beban maksimum Power : 0.8 Power Factor : 0 - 100% Load range Kapasitas melebihi 100% : Pindah ke AC 220 PLN

Spek SOGI, 25 Mei 2011 rev24

93 dari 121

PT PLN (Persero) P3B Jawa Bali

15.6.

Overvoltage Arrester Overvoltage arrester yang mempunyai alarm yang dapat dihubungkan dengan Telesignal Remote Station dan mempunyai alarm sinyal suara, Overvoltage Arrester tersebut dilengkapi dengan MCB dan ELCB, memenuhi spsifikasi VDE 0675 part 6 dan dipasang pada main distribution board untuk tegangan AC, DC, GPS dan media komunikasi. Layout Panel Kontrol dan Proteksi Layout panel kontrol dan proteksi untuk 150 kV double busbar

Front View Proteksi & Kontrol OHL Ethernet Switch Ethernet Switch Front View Proteksi & Kontrol Trafo Ethernet Switch

15.7. 15.9.1.

Bus 1

IED BCU

IED MPU

BCU

Bus 2

Q1

Q2

Q1

Q2

IED MPU

IED BPU-1

AVR

Q0 Q0

2200 mm

Q9

IED BPU

IED BPU-2

Q8

OHL

Transformer

Test Switch

Test Switch

Test Switch

BPU-1

BPU-2

MPU

BCU

BPU

BCU

800 mm

MPU

800 mm

800 mm

Gambar 14 Layout Panel Kontrol dan Proteksi untuk 150kV double breaker

AVR

Spek SOGI, 25 Mei 2011 rev24

94 dari 121

PT PLN (Persero) P3B Jawa Bali

15.9.2.

Layout panel kontrol dan proteksi untuk 150 kV one-half breaker

Front View Proteksi OHL Front View Proteksi & Kontrol Trafo Front View BCU Panel

Ethernet Switch

Ethernet Switch

Ethernet Switch

Ethernet Switch

Bus A

IED MPU

IED MPU

Q0A

IED AVR BCU A

Q0AB

IED BPU IED BPU -1 IED BCU LV BCU AB

2200 mm

Q0B

*) untuk bay IBT

Bus B

CCP IED BPU -2 BCU B

CCP

Test Switch

Test Switch

Test Switch

Test Switch

BCU AB

800 mm

BCU A

800 mm

800 mm

800 mm

Gambar 15 Layout Panel Kontrol dan Proteksi untuk one-half breaker

BCU B

BPU-1

BPU-2

MPU

BPU

CCP

MPU

CCP

AVR

Spek SOGI, 25 Mei 2011 rev24

95 dari 121

PT PLN (Persero) P3B Jawa Bali

15.9.3.

Layout panel kontrol dan proteksi untuk 500 kV one-half breaker

Front View Proteksi Trafo / IBT Ethernet Switch Ethernet Switch Ethernet Switch Front View Proteksi Line Ethernet Switch

Bus A

IED MPU-1 IED MPU-2 IED MPU-1 IED MPU-2

Q0A

IED BPU CCP-1

IED BPU CCP-2

IED MPU CCP-1

IED MPU CCP-2

2200 mm

Q0AB

IED MPU CCP-1

IED MPU CCP-1

Q0B Bus B

Test Switch

Test Switch

Test Switch

Test Switch

MPU-1

CCP-1

MPU-1

BPU-1

MPU-1

MPU-1

CCP-1

CCP-1

800 mm

800 mm

800 mm

800 mm

Gambar 16 Layout Panel Proteksi Line & IBT untuk 500 kV one-half breaker

CCP-1

BPU-1

Spek SOGI, 25 Mei 2011 rev24

96 dari 121

PT PLN (Persero) P3B Jawa Bali

Front View Proteksi Busbar & CBF AB Ethernet Switch Ethernet Switch

Front View BCU CB Ethernet Switch

Front View BCU IBT + TC LV Ethernet Switch

Bus A

IED BUSPRO-1

IED BUSPRO-2

BCU CB A

BCU IBT + TC LV

Q0A

Q0AB

IED CBF AB BCU CB AB

Q0B

BCU CB B

Bus B

Test Switch

Test Switch

Test Switch

Test Switch

CBFAB-1

CBFAB-2

800 mm

800 mm

800 mm

BCU IBT

800 mm

BCUAB

BBP-1

BBP-2

Gambar 17 Layout Panel Kontrol dan Proteksi Busbar 500 kV one-half breaker

BCUA

BCUB

Spek SOGI, 25 Mei 2011 rev24

97 dari 121

PT PLN (Persero) P3B Jawa Bali

15.9.4.

Posisi Lokal HMI

1800 1800

1

7

HMI 1

5

5a

HMI 2

5

5a

1

7

3

5b

5b

900

4

4

6

6

No 1 2 3 4 5 5a 5b 6 7 Table Chair

Description

Laser Jet Printer Monitor Speaker Active (Tweeter) Speaker (L) Speaker (R) Keyboard and Mouse Cable Hole

Gambar 18 Lokal HMI

Lokal HMI terdiri dari : a. Dua buah meja b. Dua kursi ergonomis c. Dua buah monitor d. Dua buah Mouse e. Dua buah Keyboard f. Dua buah annunciator

900

Spek SOGI, 25 Mei 2011 rev24

98 dari 121

PT PLN (Persero) P3B Jawa Bali

16. 16.1.

Testing And Commissioning Acceptance Testing Acceptance test untuk sistem Otomasi : a. Pengujian pendahuluan akseptasi pabrik (Preliminary Factory Acceptance Test) b. Pengujian akseptasi pabrik (Factory Acceptance Test) c. Pengujian protokol (Protocol Test) d. Pengujian instalasi sistem (System Installation Test) e. Pengujian akseptasi lapangan (Site Acceptance Test) f. Pengujian kesiapan sistem (System Availability Test) Pelaksanaan pengujian ini adalah untuk mengetahui apakah sistem sudah memenuhi persyaratan fungsional, kinerja, interface, dan sistem komunikasi. Pengujian akan memeriksa kebenaran dari kinerja dan integritas fungsional dari masing-masing subsistem, termasuk interface aktif antara subsistem, dan akan melakukan simulasi operasi subsistem pada sebuah basis sistem-terintegrasi. Semua prosedur pengujian harus disampaikan ke pihak PT PLN (Persero) dan didokumentasikan sesuai standar ISO untuk mendapat persetujuan. Semua hasil pengujian harus disampaikan ke pihak PT PLN (Persero) paling lambat 30 hari setelah dilaksanakan pengujian atau sebelum dilakukan pengujian berikutnya. Perencanaan Acceptance Test Perencanaan Acceptance Test akan dipersiapkan oleh Kontraktor dan disetujui PT PLN (Persero). Perencanaan Acceptance Test akan menguraikan pengaturan acceptance test, daftar dari fungsi yang di-tes, metoda yang digunakan untuk verifikasi persyaratan kinerja system dan kapasitas maksimum. Jadwal pengujian mencakup waktu pengujian fungsional untuk pengujian tak terstruktur (yang tidak tertulis dalam daftar pengujian) oleh PT PLN (Persero). Waktu yang disediakan minimal dua jam untuk pengujian tak terstruktur dari setiap sepuluh jam pengujian terstruktur, pelaksanaan pengujian minimum adalah empat hari. Pengujian tak terstruktur diadakan atas permintaan PT PLN (Persero). Tujuan pengujian tak terstruktur ini adalah untuk menginvestigasi masalah yang dideteksi selama pengujian dilakukan. Prosedur Acceptance Test Prosedur Acceptance Test dirancang untuk menguji fungsi, metode, kinerja, interface sistem dan kapasitas maksimum berdasarkan persyaratan yang telah ditetapkan, yang dipersiapkan oleh Kontraktor dan disetujui PT PLN (Persero). Prosedur Acceptance Test yang telah disetujui akan digunakan selama pemeriksaan enjinering final dari system dan Acceptance Test.

16.2.

16.3.

Spek SOGI, 25 Mei 2011 rev24

99 dari 121

PT PLN (Persero) P3B Jawa Bali

16.4.

Pengujian Peralatan (Equipment Test) Pengujian ini mencakup: a. Pengujian visual b. Verifikasi kemampuan maksimum dan ekspansi c. Pengujian diagnostik perangkat keras Pengujian visual Verifikasi apakah SOGI dan peralatan-peralatan yang dibutuhkan sudah dikonfigurasi dengan benar. Inspeksi visual untuk pelabelan, termasuk kabel dan konektor. Pengujian ini juga mencakup pemeriksaan peralatan secara fisik. Verifikasi kemampuan maksimum dan ekspansi Inspeksi dan verifikasi apakah kemampuan maksimum dan ekspansi sudah memenuhi. Pengujian diagnostic perangkat keras Akan terdiri dari pengujian individu dari semua sistem perangkat keras otomasi. Pengujian ini akan terdiri dari program standar pengujian diagnostik, ditambah program diagnostik khusus yang digunakan oleh Kontraktor. Pengujian fungsional sistem Dengan pengujian ini, fungsi-fungsi dijalankan dengan maksimal secara individu maupun terintegrasi dan melakukan verifikasi operasi fungsional yang benar dari semua perangkat keras dan perangkat lunak . Pengujian ini akan mencakup : a. Pengujian protokol (IEC 60870­5-104, IEC 60870­5-101 dan IEC 61850 di P3B JB. b. Semua IED main proteksi harus lulus uji dinamik dengan Real Time Digital Simulator (RTDS) c. Verifikasi akuisisi data dari master station ke SOGI. d. Verifikasi nilai analog data (data telemeter) e. Pengujian dari master station sampai dengan proses GI atau pembangkit. f. Verifikasi pemrosesan data termasuk : Scanned Analog Data Scanned Status Data Scanned Accumulator Data Calculated Data Non-telemetered Data g. Verifikasi semua fungsi interface pengguna termasuk: Prosedur lokal HMI Kemampuan tampilan grafik Pembatasan akses lokal HMI Persyaratan Alarm Fungsi Trending Pemberian label device Peragaan fungsi pengumpulan data historis. Peragaan fungsi pelaporan.

100 dari 121

15.4.1.

15.4.2.

15.4.3.

16.5.

Spek SOGI, 25 Mei 2011 rev24

PT PLN (Persero) P3B Jawa Bali

h.

i. j.

Verifikasi respon yang betul dari sistem ke : Kehilangan/restorasi (loss/restore) SOGI Kehilangan/restorasi (loss/restore) Printer Kehilangan/restorasi (loss/restore) catu daya Kehilangan/restorasi (loss/restore) waktu GPS Kehilangan/restorasi (loss/restore) jaringan LAN Pengembangan SOGI. Verifikasi skema redundansi dan failover station unit. Verifikasi kemampuan pengembangan dan pemeliharaan: Pengembangan dan pemeliharaan database Pengembangan dan pemeliharaan tampilan Laporan pengembangan dan pemeliharaan

16.6.

Pengujian kinerja sistem Pengujian ini akan memverifikasi apakah persyaratan kinerja sistem sudah memenuhi syarat untuk SOGI. Pengujian ini mencakup verifikasi : a. Waktu pemanggilan tampilan b. Pemakaian CPU c. Pemakaian RAM d. Pemakaian LAN Preliminary Factory Acceptance Tests Untuk menjamin Factory Acceptance Tests dilaksanakan dengan sukses, Factory Acceptance Tests akan dilaksanakan setelah Preliminary Factory Acceptance Tests berhasil yang dilaporkan oleh kontraktor. Factory Acceptance Tests adalah repetisi lengkap dari Preliminary Factory Acceptance Tests sesuai dengan prosedur Acceptance Tests yang telah disetujui PT PLN (Persero). Kontraktor harus menyampaikan rancangan, pengintegrasian, database, tampilan, dan kinerja sebelum PT PLN (Persero) melaksanakan Factory Acceptance Test. Preliminary Factory Acceptance Tests akan dipandu oleh petugas dari Quality Assurance Department dari pabrikan. Pengujian sistem 150 jam Untuk memastikan bahwa perangkat lunak dari SOGI bebas kesalahan dan perangkat kerasnya dapat diandalkan, sistem dijalankan secara kontinyu selama 150 jam setelah pengujian individual dan sistem. Pengujian ini dinyatakan sukses apabila tidak ada kehilangan fungsi kritis, tidak ada kegagalan pada perangkat keras utama, dan tidak terjadi failover otomatis selama periode 150 jam tersebut. Kegagalan perangkat keras terjadi bila kehilangan satu bagian utama perangkat keras (seperti station unit, lokal HMI, gateway). Selama pengujian, sistem dijalankan (dengan simulasi masukan, kejadian, dan kondisi) yang mendekati keadaan operasionalnya. Tidak boleh ada perubahan pada perangkat lunak untuk mem-bypass modul yang gagal selama pengujian ini. Apabila modul yang gagal terkait dengan fungsi kritis, modul dapat diperbaiki dan bagian dari pengujian sistem fungsional diulang selama 150 jam ulang secara keseluruhan. Pengujian ini dilaksanakan oleh vendor di pabrik, tanpa diikuti oleh staf PLN dan hasil pengujiannya dilaporkan sebelum pelaksanaan FAT.

101 dari 121

16.7.

16.8.

Spek SOGI, 25 Mei 2011 rev24

PT PLN (Persero) P3B Jawa Bali

16.9.

Factory Acceptance Tests Kontraktor akan menginformasikan kepada PT PLN (Persero) paling tidak 30 hari sebelum tanggal dimulainya jadwal Factory Acceptance Tests. Kontraktor harus memberikan detail documentation dan hasil pengujian kinerja selama 150 jam untuk pengujian sistem, termasuk dokumen disain dan pemeliharaan, manual untuk pengguna, prosedur pengujian dan perencanaan pengujian, harus disediakan selama Factory Acceptance Tests. Dalam pelaksanaan FAT, kontraktor harus melaksanakan uji kinerja platform SOGI dengan kapasitas maksimum dan uji protokol. Hasil pelaksanaan FAT harus mendapatkan persetujuan dari peserta FAT PT PLN (Persero). Pemrograman sistem perangkat lunak akan diselesaikan sebelum Factory Acceptance Test. Dalam konfigurasi pengujian tidak ada sisipan perangkat lunak. FAT sistem Otomasi yang dilakukan di pabrik meliputi pengujian sebagai berikut : a. Pengujian fungsional untuk mengkonfirmasikan bahwa semua fungsi yang ditetapkan telah berfungsi. b. Pengujian kinerja dengan kapasitas maksimum untuk menunjukkan bahwa sistem yang ditetapkan memenuhi kinerja yang telah ditentukan. c. Pengujian tidak terstruktur atau secara acak. FAT harus dilakukan pada otomasi yang sesuai dengan kontrak proyek dan bukan pada peralatan yang serupa di luar kontrak ini. Kontraktor harus menanggung biaya semua FAT minimal sesuai standard PT PLN (Persero) untuk sebanyak .... (.......) orang selama ......... hari kerja per orang. Hasil pelaksanaan FAT akan disetujui oleh peserta PT PLN (Persero) yang mempunyai kompetensi di bidangnya dan yang bertangung jawab terhadap fungsi otomasi yang akan beroperasi. Semua rencana pengujian dan prosedur harus disampaikan secara rinci, terdokumentasi dan harus disetujui oleh PT PLN (Persero) sebelum dimulai pengujian. PT PLN (Persero) berhak melakukan perubahan dan penambahan prosedur pengujian yang diusulkan. FAT tidak boleh dilaksanakan sebelum semua kesalahan dan permasalahan yang ditemukan selama pre-FAT telah dikoreksi. Apabila selama pelaksanaan FAT ternyata hasil pengujian kinerja dengan kapasitas maksimum tidak memenuhi standar kinerja yang telah ditentukan, maka kontraktor harus mengulangi pelaksanaan pengujian FAT, mengganti perangkat keras, dan memperbaiki perangkat lunak. Pada pelaksanaan FAT, kontraktor harus memberikan konfigurasi sesuai dengan dokumen kontrak dengan kapasitas database yang sama. Kontraktor harus membuat laporan hasil pengujian sebagai bagian dari dokumentasi akhir. Kontraktor harus menyediakan perangkat lunak, prosedur pengujian perangkat keras secara rinci sesuai petunjuk pabrik perangkat keras tersebut.

102 dari 121

Spek SOGI, 25 Mei 2011 rev24

PT PLN (Persero) P3B Jawa Bali

Kontraktor harus menyediakan perangkat lunak, perangkat keras, prosedur pengujian perangkat lunak SOGI secara rinci sesuai petunjuk kontraktor. FAT dilaksanakan di negara tempat SOGI dibuat. 15.10.1. Klasifikasi Kegagalan Kegagalan pengujian digolongkan ke dalam tingkatan sebagai berikut: Kegagalan minor : selama pendeteksian, pengujian harus terus dijalankan. Koreksi akan dilaksanakan sebelum penyerahan dan verifikasi dilakukan di lapangan. Kegagalan mayor : selama pendeteksian, pengujian harus terus dijalankan. Koreksi dan verifikasi dilakukan seketika di pabrik. Pada bagian yang berkaitan dilakukan pengujian ulang. Kegagalan kritis: Kegagalan kritis adalah kegagalan yang menyebabkan sistem berhenti ketika penggunaan suatu fungsi utama atau yang mengharuskan restart sehingga sistem dapat beroperasi dengan baik. Koreksi harus dilakukan seketika dan keseluruhan prosedur harus dilakukan pengujian ulang. Klasifikasi kegagalan harus terdiri atas pengujian prosedur dan subyek kegagalan sesuai persetujuan PT PLN (Persero). Tidak boleh ada koreksi atau modifikasi sistem selama pengujian. Bila ada koreksi yang diperlukan selama pengujian, akan digolongkan sebagai kegagalan kritis. Bila semua hasil pengujian dinyatakan berhasil, maka peserta FAT akan menyetujui bahwa sistem otomasi tersebut dapat dikirim ke Indonesia. 15.10.2. Pengujian secara berurutan FAT harus berhubungan dengan langkah-langkah sebagai berikut: a. Melaksanakan pengujian kinerja perangkat keras untuk semua unit yang terdapat pada sistem pengujian. b. Melaksanakan pengujian semua data base yang tersedia. c. Melaksanakan pengujian FAT yang tersisa termasuk pengujian kesiapan. 15.10.3. Lingkup pengujian FAT dibagi menjadi 4 (empat) bagian : Bagian pertama merupakan pengujian fungsional. Pengujian secara keseluruhan tidak terbatas pada pengujian berikut ini: a. Semua pengujian yang direkomendasikan oleh pabrikan yaitu semua komponen sistem yang mencakup peripheral dan modul switching failover. b. Semua fungsi sinyal di goose harus sama dengan mnemonic pada Teleinformasi Plan dan dapat ditunjukkan c. Semua fungsi proteksi d. Semua fungsi telekomunikasi dan interface. e. Semua perangkat lunak manajemen database. f. Semua fungsi perangkat keras g. Semua fungsi SOGI. h. Semua perangkat lunak. i. Semua rutin diagnostik.

Spek SOGI, 25 Mei 2011 rev24

103 dari 121

PT PLN (Persero) P3B Jawa Bali

j. k.

l.

m. n.

Konfigurasi sistem mendeteksi kegagalan alat kontrol dan prosedur recovery. IED dapat melakukan communication re-establishment secara otomatis pada saat : Power supply IED normal kembali LAN normal kembali Station unit normal kembali Switch Over otomatis (Failover) untuk kegagalan pada: Salah satu station unit Gateway Switch Link Komunikasi Data tidak boleh hilang ketika LAN terputus Data tidak boleh hilang pada saat terjadi alarm/event yang melebihi kapasitas kapasitas LAN, RAM dan CPU

Bagian kedua terdiri dari pengujian kinerja seperti dirumuskan dalam spesifikasi. Pengujian ini meliputi : a. Fungsi koreksi dalam kondisi normal b. Fungsi koreksi dalam kondisi kondisi darurat c. Koreksi tampilan memenuhi syarat pada kondisi darurat. d. Koreksi fungsi kinerja . e. Koreksi fungsi kinerja yang terhubung dengan master station. Kontraktor harus mampu melaksanakan simulasi pada saat kondisi darurat dan melengkapi semua peralatan yang diperlukan. Bagian ketiga : terdiri dari pengujian tidak terstruktur. Sebagai tambahan pengujian fungsional dan kinerja, Enjiner dapat melakukan pengujian secara acak pada pengujian konfigurasi. Pengujian tidak terstruktur ini tidak melebihi 20% dari total durasi waktu sistem FAT. Bagian keempat : terdiri dari pengujian kesiapan 150 jam seperti didefinisikan dalam spesifikasi. Pengujian ini akan dilakukan setelah sukses pengujian bagian ketiga. Sasaran utama dari bagian ini adalah untuk membuktikan kesiapan sistem yang telah didefinisikan pada spesifikasi. Laporan FAT ditandatangani oleh staf PLN dan kontraktor apabila telah dilaksanakan pengujian kinerja dengan kapasitas maksimum dan memenuhi standart yang telah ditentukan. 15.10.4. Pengujian Protokol Dalam pelaksanaan FAT harus dilakukan pengujian protokol : a. Gateway lulus uji protokol IEC 60870-5-104, IEC 60870-5-101 dan dapat berkomunikasi dengan minimal tiga master station (Inter Regional Control Center / IRCC, RCC dan DCC). b. Gateway dapat berkomunikasi minimal dengan tiga merk IED sesuai hasil konvensi IEC 61850.

Spek SOGI, 25 Mei 2011 rev24

104 dari 121

PT PLN (Persero) P3B Jawa Bali

16.10.

Instalasi Sistem dan Pengujian

16.10.1. Persiapan Instalasi Sebelum peralatan dipasang di lokasi, PT PLN (Persero) akan mempersiapkan tempat untuk peralatan untuk SOGI yang mencakup : a. Pentanahan sesuai standart SOGI. b. Main hole. c. Kondisi lingkungan ruangan. d. Supervisi pelaksanaan pekerjaan. 16.10.2. Pengujian Kontraktor bertanggung jawab terhadap start-up sistem setelah pemasangan SOGI. Kontraktor harus melakukan kerja sama dengan PT PLN (Persero) dalam hal: a. Inspeksi pemasangan/instalasi. b. Mengoperasikan SOGI dan diagnostik untuk memeriksa kebenaran operasi untuk semua perangkat keras sistem otomasi, loading SOGI serta boot sistem. c. Pengujian proteksi terdiri dari individual test, point to point test, dan function test (antara lain fungsi trip, autoreclose, intertrip) pada nilai setting yang telah disetujui PT PLN (Persero). d. Pengujian link komunikasi SOGI ke master station eksisting. e. Pengujian telesinyal, telemetering, telekontrol dan LFC (bila diperlukan) dilakukan dari master station sampai dengan pembangkit. f. Pengujian komunikasi dengan otomasi yang melalui router dan menggunakan sub sistem komunikasi di luar master station. g. Pemeriksaan di lokasi operasi SOGI untuk mengetahui kesiapan Site Acceptance Test. 16.11. Site Acceptance Test Pengujian ini akan dilaksanakan setelah instalasi SOGI lengkap, perangkat lunak telah di-load ke dalam setiap subsistem, dan start-up sistem sukses dilaksanakan (SOGI telah terhubung dengan master station). Setiap sub sistem akan dilakukan uji fungsi sistem dan uji kinerja yang format pengujian diusulkan Kontraktor dan disetujui PT PLN (Persero). Pelaksanaan pengujian harus diikuti dan diawasi oleh Enjiner PT PLN (Persero). Kontraktor akan memberikan laporan hasil pengujian sebagai bagian dari dokumentasi.

16.11.1. Kondisi pengujian. SAT dilakukan pada kondisi sebagai berikut : a. Lingkungan yang normal tidak mengganggu sistem gardu induk. b. Catu daya normal c. SOGI dapat berkomunikasi dengan master station d. Database SOGI sama dengan database master station

Spek SOGI, 25 Mei 2011 rev24

105 dari 121

PT PLN (Persero) P3B Jawa Bali

16.11.2. Pengujian secara berurutan Prosedur SAT sama dengan prosedur FAT. 16.11.3. Lingkup pengujian Lingkup pengujian meliputi pengujian serupa yang dilakukan selama pengujian FAT dan SAT, pengujian fungsi karakteristik untuk setiap unit atau sub sistem dan pengujian fungsi, setiap item Teleinfromasi Plan dan kontraktor menyampaikan laporan hasil pengujian. Pengujian di level bay di gardu induk a. Pengujian fungsi control & interlock peralatan tegangan tinggi dari IED BCU. b. Pengujian fungsi signaling dari IED BCU c. Pengujian fungsi pengukuran dari IED BCU d. Pengujian fungsi alarm & trip dari IED proteksi sesuai dengan karakteristiknya. e. Pengujian fungsi time synchronizing GPS dengan semua IED Pengujian di level substation automation di gardu induk a. Pengujian fungsi control & interlock peralatan tegangan tinggi HMI. b. Pengujian fungsi signaling dari HMI c. Pengujian fungsi pengukuran dan trending dari HMI d. Pengujian fungsi trip dari IED proteksi dan signal/alarm serta fault recordingnya ke HMI e. Pengujian fungsi historikal data (event log dan alarm log) dan fungsi statistik. f. Pengujian verifikasi data base antara station unit dengan IED BCU & IED proteksi dan antar IED g. Pengujian fungsi annunciator (audible alarm) h. Pengujian fungsi redundancy disisi station unit i. Pengujian fungsi time synchronizing GPS dengan station unit j. Pengujian fungsi network diagnostic substation automation melalui HMI k. Pengujian fungsi redundancy link komunikasi serial ke master station l. Pengujian performance station unit Pengujian di level master station a. Pengujian fungsi control & interlock peralatan tegangan tinggi dari HMI sesuai dengan TIP. b. Pengujian fungsi signaling dari HMI sesuai TIP. c. Pengujian fungsi pengukuran dari HMI sesuai TIP. d. Pengujian fungsi trip dari IED proteksi dan signal/alarmnya ke HMI sesuai TIP. 16.12. Pengujian Kemampuan (Availability Test) Pengujian kemampuan selama 1 bulan harus dilaksanakan secara lengkap pada SOGI setelah menyelesaikan SAT. Pengujian akan dilakukan dalam kondisi operasi. Kontraktor harus menempatkan wakil untuk mengawasi secara terus menerus sepanjang pengujian, dengan maksud untuk memverifikasi keandalan perangkat keras dan perangkat

106 dari 121

Spek SOGI, 25 Mei 2011 rev24

PT PLN (Persero) P3B Jawa Bali

lunak SOGI. Kontraktor harus bertanggung jawab untuk memperbaiki semua permasalahan pemeliharaan sistem. PT PLN (Persero) dapat mengoreksi permasalahan dengan supervisi dari kontraktor. Kontraktor harus bertanggung jawab terhadap restart sistem, kebutuhan layanan, dan pemeliharaan preventif. Kriteria pengujian kemampuan : a. Sistem harus dapat menyediakan tingkat ketersediaan minimal 99,95% pada setiap unit peralatan. Ketersediaan ini dihitung berdasarkan jangka waktu selama pengujian aktual. b. Ketersediaan ini harus tercatat di server (station level) untuk setiap jenis peralatan. c. Tidak boleh lebih dari enam kali failover otomatis/manual atau restart pada sistem yang diijinkan selama pengujian, dalam rangka memulihkan permasalahan di operasi sistem gardu induk otomasi. Pengujian harus mempertimbangkan penyebab terjadinya kegagalan jika jumlah batas yang telah ditentukan terlewati. Persyaratan penyelesaian pengujian : a. Jika jaminan ketersediaan tidak bisa dipenuhi selama 1 bulan, kontraktor harus melakukan pengujian ulang dari awal. Jika pengujian ini melebihi 3 kali start dalam waktu 30 hari, sistem akan dianggap gagal dalam pengujian. Jika pengujian dalam waktu 30 hari tersebut gagal, maka pengujian harus diulang sampai berhasil. b. Jika sistem gagal dalam pengujian, Kontraktor harus membuat semua koreksi perangkat keras dan perangkat lunak yang diperlukan, dan pengujian harus dijalankan dan diulang sampai sukses. Kontraktor akan menanggung semua biaya koreksi dan biaya pengujian ulang. c. Berita Acara Pengujian Selesai (BAPS) tidak akan diberikan selama Kontraktor belum menyelesaikan hasil pengujian secara lengkap. 16.13. Garansi Vendor harus bertanggung jawab upgarde aplikasi apabila ditemukan bug selama SOGI berfungsi dan biaya menjadi tanggung jawab vendor. Waktu perbaikan bug paling lama 2 (dua) bulan setelah pemberitahuan dari PT PLN (Persero). Kesepakatan ini ditandatangani di atas meterai secukupnya oleh kontraktor dan vendor dengan sepengetahuan PT PLN (Persero). Garansi perangkat keras selama 60 (enampuluh) bulan setelah BAST-1.

Spek SOGI, 25 Mei 2011 rev24

107 dari 121

PT PLN (Persero) P3B Jawa Bali

17. 17.1.

Training Kebutuhan Umum Kebutuhan umum berhubungan dengan training yang dijelaskan di bawah ini. Training harus diberikan oleh instruktur dari pabrikan yang telah berpengalaman minimal selama 3 tahun, pernah membangun SOGI dan pernah mengikuti training di pabrikan. Setiap siswa harus menerima dokumen training, salinan manual teknik dan dokumen terkait yang diperlukan serta sertifikat sesuai bidang trainingnya. Material kelas, termasuk dokumen dalam bentuk hardcopy dan softcopy yang diberikan sebelum kelas training dan class handout akan menjadi hak milik PT PLN (Persero) dan PT PLN (Persero) menyediakan hak menyalin tiap material hanya untuk in-house training dan pengguna saja. Kontraktor harus menanggung biaya semua training di Factory Site dan Project Site minimal sesuai standard PT PLN (Persero). Training session harus mengakomodir karyawan PT PLN (Persero) P3B JB yang terdiri dari : a. Magang selama proses pembangunan di Factory Site b. Training tingkat training of trainer Enjiner automation di Factory Site c. Training tingkat pelaksana di Project Site Semua biaya yang timbul dalam pelaksanaan training ini menjadi beban dari Kontraktor dan sudah masuk ke dalam nilai kontrak. Biaya training di Factory Site minimal sesuai dengan standard yang berlaku di PT PLN (Persero). Materi training meliputi pengenalan dan penguasaan perangkat lunak, perangkat keras. Training harus dilaksanakan sebelum commissioning. Kontraktor harus memberikan tingkat program training of trainer bagi siswa agar siswa dapat mengembangkan, memelihara secara komprehensif dan dituntut dengan training tersebut memiliki pengetahuan dan kemampuan yang cukup untuk mengoperasikan peralatan dan sistem. Peserta training dituntut mampu melakukan modifikasi maupun pengembangan sistem. Training Schedule Training schedule harus dimasukkan dalam Project Schedule. Schedule harus menjelaskan lokasi dan durasi masing-masing materi training. Kontraktor harus menyampaikan jadual serta deskripsi training kepada PT PLN (Persero) untuk di-approval. Deskripsi harus meliputi : a. Target training b. Syarat-syarat yang harus dipenuhi peserta c. Waktu & pembagian antara teori dan praktek d. Subjek dan garis besar setiap subjek Training Program Overview Terhadap Perangkat Keras dan Lunak Training ini harus memberikan overview sistem secara umum meliputi hardware platform, arsitektur sistem termasuk protokol, base system software, HMI, dan SCADA umum. Sebelum pelaksanaan training, kontraktor akan memberikan silabus secara rinci dan handout untuk seluruh materi training.

108 dari 121

17.2.

17.3. 17.3.1.

Spek SOGI, 25 Mei 2011 rev24

PT PLN (Persero) P3B Jawa Bali

17.3.2.

Pembekalan Sebelum melaksanakan training di Factory Site akan diberikan pembakalan oleh kontraktor : Enjiner PT PLN (Persero) akan menerima materi Operating System, protokol IEC 61850, sistem perangkat lunak, configurator, fitur otomasi, pengujian sistem otomasi. Training SOGI Training SOGI harus memperkenalkan bagaimana sistem otomasi memproses dan menampilkan pengukuran, proteksi, kontrol, dan alarm pada sistem termonitor. Traning otomasi gardu induk harus mencakup hardware dan software: a. IEC 61850 b. Station Level Konfigurasi database Fungsi HMI Station Unit: operating system, konfigurasi IED, konfigurasi database, historikal data, Gateway: protokol, Station Switch Pemrosesan akuisisi data Alarm otomasi Analisis gangguan Custom calculation data c. Bay Level Konfigurasi database Integrasi antar IED dengan 5 merk BCU IED Proteksi Konfigurator aplikasi dan filosofi setting relay dan design scheme logic Parameter setting IED proteksi Up load dan down load setting. Desain programmable schem logic & Aplikasinya. Konfigurasi Input / Output dan LED / Flag. Retrieve dan analisis disturbance fault recorder dan event recorder.

17.4.

17.5.

Pembuatan Database Training pembuatan database automation, mengkonversi database statis, dinamis dari master station ke automation dan sebaliknya. Data statis dan dinamis tersebut dapat langsung dintegrasikan di master station dan automation. Oleh karena itu harus memberikan deskripsi secara lengkap tentang tool pembuatan database, cara menggunakannya dan memelihara database sistem. Training harus mencakup topik berikut: a. Pembacaan setting proteksi b. Setting proteksi c. Exporting data ke modeling repository

109 dari 121

Spek SOGI, 25 Mei 2011 rev24

PT PLN (Persero) P3B Jawa Bali

d. e. 17.6.

Validasi database Penambahan/penggantian IED baru

Pembuatan Display HMI Training pembuatan display harus memberikan penjelasan menyeluruh mengenai Graphic Editing dan automatic display generator tool dan cara menggunakannya oleh PT PLN (Persero) untuk membuat dan mengoperasikan display sistem. Minimal topik berikut harus didiskusikan: a. Graphic editing feature b. Defining display component c. Linking display dan komponen database d. On-lining display e. Managing display component library f. Display performance feature g. Automatic display generation Manajemen Sistem Perangkat Lunak Training Manajemen Sistem Perangkat Lunak harus mempersiapkan System Manager dan System Programmer untuk menginstall dan memelihara SOGI pada perangkat lunak. Topik berikut minimal harus didiskusikan: a. System Software internal b. Installing dan upgrading sistem c. File organization dan file management tool d. Configuration file use and syntax e. User account f. Application maintenance dan upgrade g. Teknik User Interface System management h. Teknik troubleshooting i. Operating system komputer j. Perangkat lunak pendukung otomasi k. Instalasi l. Manajemen perangkat keras m. Struktur program perangkat lunak n. Database o. Struktur database historikal p. Manajemen pemeliharaan perangkat keras, termasuk router. q. Pemeliharaan perangkat lunak r. Protokol s. Tool t. System administrator u. Akses database Dokumentasi Semua dokumentasi harus menggunakan bahasa Indonesia dan bahasa Inggris

17.7.

18.

Spek SOGI, 25 Mei 2011 rev24

110 dari 121

PT PLN (Persero) P3B Jawa Bali

18.1.

Perencanaan Dokumentasi Perencanaan dokumentasi harus berisi penjelasan tentang isi masingmasing custom document dan harus menjelaskan bagaimana dokumen tertentu berisi materi yang penting untuk pemahaman dokumen lainnya. Untuk memfasilitasi review oleh PT PLN (Persero), pengiriman dokumen harus diurutkan sehingga memudahkan PT PLN (Persero) dalam memahami dan mengenali informasi prasyarat sebelum sebuah dokumen dikirim untuk review. User manual harus diperlihatkan untuk review sebelum Acceptance Test Procedure. Perencanaan dokumentasi harus berisi daftar semua dokumen yang telah dikelompokkan. Jenis dokumentasi utama, seperti dokumentasi subsistem perangkat lunak, diharapkan berisi berbagai dokumen, dan masingmasing harus direpresentasikan. Daftar tersebut harus distrukturkan untuk mendukung aktivitas pengiriman dan review dokumentasi. Dokumentasi Desain Dokumentasi desain harus diberikan untuk memungkinkan PT PLN (Persero) untuk memverifikasi bahwa desain Automation diproses dalam hubungannya dengan kebutuhan Statement of Work dan memandu personel yang mendukung dalam revisi fungsionalitasnya. Dokumen tersebut berupa tanggungjawab kontraktor untuk meyakinkan bahwa semua dokumentasi desain sudah benar dan mendokumentasikan dalam bentuk as built drawing. Perangkat keras yang diimplementasikan dan perangkat lunak yang diinstall pada gardu induk Otomasi harus dijelaskan dalam dokumen desain. Dokumen perangkat keras dan perangkat lunak diberikan sebelum diimplementasikan dan akan direvisi setelah SAT. Source code dari semua perangkat lunak yang dipergunakan harus diberikan kepada PT PLN (Persero). Dokumen Desain Perangkat Keras Dokumen desain perangkat keras terdiri dari tiga level diagram blok fungsional dan teks pendukung yang terkait. a. Level diagram pertama harus menjelaskan grup fungsional utama dan mengidentifikasikan fungsi tersebut. b. Level diagram kedua harus menghubungkan satu demi satu dengan grup fungsional dan harus menggambarkan subsistem perangkat keras dalam grup. Supporting text harus menjelaskan interface dan protokol yang digunakan sebagaimana kapabilitas subsistem itu sendiri. c. Level diagram ketiga disertai dengan teks, harus mengidentifikasi komponen subsistem dan elemen pendukung yang mengintegrasikan komponen sistem. Diagram blok fungsional dan teks untuk Hardware System harus dilengkapi dengan custom diagram dan berisi daftar sebagai berikut: a. Diagram blok yang lengkap dan jelas, yang menunjukkan interkoneksi antar komponen perangkat keras utama, interkoneksi semua modul dan plug-in circuit board

18.2.

18.2.1.

Spek SOGI, 25 Mei 2011 rev24

111 dari 121

PT PLN (Persero) P3B Jawa Bali

b. c.

Gambar (drawing) yang menunjukkan subsistem perangkat keras dalam kubikal sistem master station Gambar fisik layout kubikal sistem master station dalam fasilitas PT PLN (Persero) termasuk wiring dan cable routing

18.2.2.

Dokumen Desain Perangkat Lunak Untuk perangkat lunak, dokumen berisi desain perangkat lunak. Dokumen ini harus berisi: a. System Architecture Bagian ini harus menjelaskan arsitektur SOGI termasuk prinsip distributed processing, teknik manajemen database, redundansi, dan fault tolerance. Bagian ini juga harus menentukan ukuran dan kriteria kinerja untuk semua komponen sistem b. Subsistem Characteristic Bagian ini harus menjelaskan dekomposisi control sistem ke dalam subsistemnya dan komponen program. Diagram arsitektur perangkat lunak harus menunjukkan hubungan antar bagian pada level ini. Data flow diagram harus digunakan dengan tepat. Dokumen Desain yang Terkonsep Tiap dokumen desain dapat menunjukkan definisi kebutuhan yang cukup untuk memungkinkan programer mengembangkan perangkat lunak yang terpasang. Dokumentasi Implementasi Dokumentasi implementasi digunakan selama pengujian dan instalasi sistem. Dokumen ini merupakan tanggungjawab kontraktor dengan persetujuan PT PLN (Persero). Site Preparation dan Sistem Installation Manual Instalation manual harus mencakup semua site preparation dan aktivitas instalasi sistem termasuk drawing, penskalaan, dari layout peralatan SOGI. Gambar tersebut harus mencakup informasi yang cukup untuk desain saluran, kabel, dan wiring yang membutuhkan instalasi. Dokumentasi Acceptance Test Plan Dokumentasi Acceptance Test Plan harus menjelaskan rencana yang dilaksanakan untuk memverifikasi fungsional final sistem, kinerja dan kebutuhan kapasitas. Dokumen Acceptance Test Plan harus mencakup: a. Pengujian filosofi, rule, dan guideline b. Prosedur pelaporan dan pengkoreksian perbedaan c. Daftar fungsi yang diuji d. Skenario dan kebutuhan pengujian kinerja e. Metode untuk melakukan simulasi input dan monitoring output f. Test schedule terhadap level fungsional utama

18.2.3.

18.3.

18.3.1.

18.3.2.

Spek SOGI, 25 Mei 2011 rev24

112 dari 121

PT PLN (Persero) P3B Jawa Bali

18.3.3.

Dokumentasi Acceptance Test Procedure Acceptance Test Procedure didesain untuk menguji specified functional dan kebutuhan kinerja yang harus diberikan. Dokumen prosedur ini harus terdiri dari instruksi untuk memverifikasi bahwa: a. Perangkat keras dan lunak SOGI harus fully present, fully integrated. b. Semua fungsional dan kebutuhan kinerja pada kontrak telah dipenuhi Prosedur pengujian harus disiapkan dalam format step-by-step test guide. Penjelasan tes, kondisi awal, fungsi yang diuji, respons yang diharapkan, dan area recording harus terdapat dalam prosedur pengujian, langkah detail untuk mendapatkan fungsi ini dapat mengacu pada User Manual. As-Built Documentation Dokumen sebelumnya yang mengalami pengembangan atau perubahan harus direvisi dan dikirim ulang untuk keperluan review dan approval. Setiap dokumen yang dikirim ulang harus disertai dengan jumlah yang telah ditentukan untuk final document. Dokumen yang telah direvisi, bersama-sama dengan final document, harus merupakan as-built documentation sistem. Dokumentasi Pengguna (User) Dokumentasi user terdiri dari manual yang menyangkut prosedur yang harus diikuti selama service life sistem. Hal ini merupakan tanggungjawab kontraktor untuk meyakinkan bahwa semua Dokumentasi User mudah dipahami oleh personel tanpa keahlian khusus dalam disiplin ilmu perangkat keras dan perangkat lunak. Operator User Manual Operator User Manual merupakan dasar dari semua manual yang diberikan untuk user Automation. Cakupannya harus dibatasi terhadap kebanyakan dasar fungsi operator. Contoh dari fungsi dasar ini berupa calling up display, navigasi dalam world map, pengiriman command, penempatan tag, pengisian data dan komentar, viewing, pengenalan (acknowledge) alarm, dan penghapusan alarm. Fungsi teknik seperti pengeditan database, display, dan report, harus tidak dicantumkan dalam Operator User Manual. Manual ini harus diatur untuk akses yang cepat terhadap penjelasan detail dari tiap fungsi. Display yang berkaitan dengan tiap fungsi harus berfungsi sebagai tujuan utama dari explaining user procedures. Format display SOGI yang aktual dan mutakhir harus digunakan. Minimalnya, display ini harus mencakup fungsional berikut ini: a. Console Operation b. Console log in dan log out c. Dedicated function key d. Display call up e. Display convention f. Panning dan zooming g. Trending h. Alarm dan event i. Hardcopy j. Supervisory Control

113 dari 121

18.3.4.

18.4.

18.4.1.

Spek SOGI, 25 Mei 2011 rev24

PT PLN (Persero) P3B Jawa Bali

k. l. m. n. o. p. q. r. s. t. u. v. w. x. 18.4.2.

Supervisory control Manual Entry Data Device Note Device tagging Analog limit setting Scan Deactivation Control Inhibit Normal State Setting System Management Seasonal Limit Selection Voltage Limit Reduction Communication Control Printer Queue Status Report Scheduling

Engineer User Manual Engineer User Manual harus dilengkapi dengan lampiran Operator User Manual. Cakupannya harus dibatasi terutama pada interface Windows yang mendukung fungsi technical maintenance seperti pengeditan database display dan report. Engineer User Manual, bersama-sama dengan Operator User Manual, harus mencakup fungsi sebagai berikut: a. Menggunakan Integrated Database Editor b. Menggunakan SCADA Command Language Editor c. Membuat dan memodifikasi alarm dan event message d. Display kinerja sistem e. Mengubah area yang menjadi tanggung jawab f. Mengubah failover dan mengganti device assignment g. Membuat dan memodifikasi display (dalam volume terpisah) h. Menggunakan Communication Database Editor (dalam volume terpisah) Hardware Maintenance Manual Dokumentasi pemeliharaan perangkat keras harus dikirim untuk semua peralatan. Material ini harus menjelaskan prosedur preventif dan restoratif yang dibutuhkan untuk menjaga sistem tetap dalam kondisi operasi yang bagus. Dokumentasi pemeliharaan perangkat keras harus terdiri dari Hardware Maintenance Manual dan dokumentasi yang diberikan oleh Original Equipment Manufacturer. Informasi berikut harus diberikan dalam Hardware Maintenance Manual: a. Functional Description Functional Description mencakup overview mengenai bagaimana peralatan beroperasi. Operational sequence dari major assemblies dalam peralatan harus dijelaskan dan digambarkan dengan diagram blok fungsional. b. Preventive Maintenance Instruction Instruksi mencakup semua pengujian visual yang dapat diaplikasikan, pengujian perangkat keras dan routine diagnostic, dan pengaturan yang diperlukan untuk periodic preventive maintenance. Instruksi mengenai bagaimana melakukan loading dan

114 dari 121

18.4.3.

Spek SOGI, 25 Mei 2011 rev24

PT PLN (Persero) P3B Jawa Bali

c.

menggunakan tiap program pengujian dan diagnostik dan peralatan pengujian standar atau khusus merupakan bagian terpisah dari prosedur ini. Corrective Maintenance Insruction Instruksi ini mencakup panduan untuk lokasi malfungsi terhadap card replacement level. Panduan ini mencakup detail untuk penentuan lokasi penyebab malfungsi peralatan secara cepat dan efisien dan kemungkinan penyebab, dan instruksi untuk memperbaiki malfungsi tersebut. Panduan ini menjelaskan bagaimana menggunakan pengujian on-line dan program diagnostik serta beberapa peralatan pengujian khusus. Hardware Maintenance Manual harus memberikan petunjuk yang jelas untuk menentukan lokasi pemeliharaan lebih lanjut dan informasi diagnostik dalam dokumentasi manufacture. Hardware Maintenance Manual untuk semua peralatan harus mengacu pada OEM manual yang harus dilengkapi oleh kontraktor untuk melakukan pemeliharaan level pertama.

18.4.4.

Software Maintenance Manual Software Maintenance Manual harus dikirimkan untuk meng-cover semua fitur dan fungsi sebagaimana diimplementasikan dalam Automation dokumen tambahan atau lampiran untuk meng-cover pemeliharaan recently introduced software tidak dapat dibenarkan. Software Maintenance Manual dapat berupa Standard Document, Custom Document atau OEM Document sebagaimana ditentukan oleh desain sistem. Manual ini harus memberikan informasi pemeliharaan, pada: a. Operating system b. Compiler bahasa pemrograman tingkat tinggi c. Editor teks interaktif d. Software utilities e. Software system generation/ installation f. Database generation and population g. Manajemen konfigurasi perangkat lunak h. Perubahan daylight saving routine Perangkat Lunak pada Media Penyimpanan Kontraktor harus memberikan satu set paket perangkat lunak dalam format yang dapat dibaca komputer dalam bentuk DVD berupa: a. Perangkat lunak operating system b. Perangkat lunak third-party yang relevan Semua lingkungan pengujian program, test driver, tool, dan informal program yang digunakan dalam lingkungan pemrograman pada Automation. Project Documentation Project Documentation, seperti halnya Dokumentasi Implementasi, menjadi penting bila sistem sedang dibangun. Hal ini merupakan responsibilitas kontraktor untuk meyakinkan bahwa dokumentasi ini diproduksi dan dikirimkan melalui timely manner.

18.4.5.

18.5.

Spek SOGI, 25 Mei 2011 rev24

115 dari 121

PT PLN (Persero) P3B Jawa Bali

Dua jenis dokumentasi harus ditentukan: Standard Documentation dan Custom Documentation. Standard Documentation termasuk dokumentasi Original Equipment Manufacturer (OEM) dan dokumentasi yang berkaitan dengan fungsi kontraktor dan perangkat keras yang telah diproduksi seusai isi kontrak. Custom Documentation mencakup semua dokumentasi yang berhubungan dengan fungsi dan spesifikasi perangkat keras yang dibuat PT PLN (Persero). Project yang berhubungan akan mendukung penukaran (exchange) dari Dokumentasi Desain, Dokumentasi Implementasi, dan Project Documentation tetapi juga akan mendukung pengiriman dokumen biasa yang kurang, seperti data request atau notice. Untuk menjaga order dan retrievability dalam hubungan ini, PLN bersedia untuk mengikuti aturan yang akan diberikan di bawah ini : a. Semua korepondensi harus dibuat tanggal dan nomor sesuai urutannya b. Masing-masing korespondensi harus dibatasi terhadap satu topik. Topik korespondensi harus dijelaskan dalam subject line yang mendahului teks. Penjelasan ini harus spesifik; generic subject line harus dihindari. c. Kontraktor harus mengalamatkan semua project yang berhubungan dengan Project Manager PT PLN (Persero). Project berkait yang berasal dari PT PLN (Persero) ke kontraktor harus menuju pada Project Manager PT PLN (Persero) dan dialamatkan ke Project Manager Kontraktor. 18.5.1. Project Schedule Project Schedule harus dipersiapkan dan dilaksanakan oleh kontraktor. Project Schedule harus menunjukkan actual calendar dates, dan harus menunjukkan semua perangkat keras, perangkat lunak, dokumentasi yang dapat dikirimkan dengan kontrak, serta training yang mengacu pada keseluruhan project. Keseluruhan durasi fase project dan timing dari pengiriman project harus tidak berubah kecuali telah dinegosiasikan melalui formal change control. Project Schedule harus disiapkan menggunakan Project Management System, yang harus digunakan dalam project ini. Project Management System ini harus digunakan untuk merencanakan dan menjadualkan project activites termasuk pengembangan, integrasi, pengujian, pengiriman, instalasi, dan pengujian site availability, dari permulaan project hingga diterimanya Automation oleh PT PLN (Persero). Kegiatan PT PLN (Persero) yang berdampak pada jadual, seperti review dan approval dokumen, penyiapan database, dan lain-lain, harus termasuk dalam jadual. Payment milestone juga harus ditunjukkan. PT PLN (Persero) dan kontraktor harus menukar jadual secara elektronis bila memungkinkan dan mereview serta merevisinya per bulan. Jadual tersebut harus dikeluarkan ulang tiap progress report bulanan dan harus menunjukkan secara grafis, awal tanggal event yang telah dijadualkan dan tanggal event yang diterima secara aktual.

Spek SOGI, 25 Mei 2011 rev24

116 dari 121

PT PLN (Persero) P3B Jawa Bali

18.5.2.

Review Desain Sistem Bidder harus mengusulkan review desain sistem yang berada pada kantor Bidder untuk memberikan PT PLN (Persero) semua fasilitas dalam hal approval desain sistem global untuk Automation. Project Progress Report Project Progress Report harus berisikan: a. Deskripsi mengenai pekerjaan yang diselesaikan dalam reporting period b. Pekerjaan yang diharapkan untuk diselesaikan dalam reoprting period selanjutnya c. Problem yang paling utama d. Log dari kontraktor dan korespondensi PT PLN (Persero) e. Revisi Project Schedule yang paling terakhir f. Versi Master Document Directory yang paling terakhir Minute of Project Meeting Minute of Project Meeting harus berisi: a. Tanggal dan tempat pertemuan disertai dengan nama semua partisipan b. Catatan semua agreement yang dicapai c. Catatan semua request yang diminta d. Catatan semua respon yang diberikan e. Penentuan semua topik signifikan yang didiskusikan f. Tanggal dan tempat yang dijadualkan untuk pertemuan selanjutnya g. Action Item List yang telah di up-date Dokumentasi Perubahan Kontrak Informasi berikut harus ada dalam tiap permintaan adanya perubahan: a. Alasan perubahan yang diusulkan b. Deskripsi perubahan yang diusulkan c. Definisi cakupan perubahan yang diusulkan d. Definisi dasar dimana perubahan yang diusulkan telah dievaluasi e. Diskusi keuntungan dan kerugian perubahan yang diusulkan termasuk alternatif lain yang dapat dipertimbangkan f. Dokumentasi teknis pendukung yang sesuai untuk evaluasi oleh PT PLN (Persero) g. Dampak pada biaya h. Dampak pada jadual i. Validity period dari proposal Kebutuhan Umum Documentation Submittal Requirement Tabel berikut ini menjelaskan dokumentasi yang dikirimkan, bagian dimana dokumen dijelaskan, dan berisi jumlah yang dibutuhkan dari final version dokumen tersebut.

18.5.3.

18.5.4.

18.5.5.

18.6. 18.6.1.

Spek SOGI, 25 Mei 2011 rev24

117 dari 121

PT PLN (Persero) P3B Jawa Bali

Tabel 4 Dokumentasi Desain Judul dokumen Dokumen desain perangkat keras Dokumen desain perangkat lunak Draft Final

Tabel 5 Dokumentasi Implementasi Judul dokumen Documentaton Plan Site Preparation / Manual Instalasi Sistem Acceptance Test Plan Acceptance Test Procedure As-Built documentation Draft 1 1 1 1 1 Final 3 3 3 3 3

Tabel 6 Dokumentasi User Judul dokumen Data Preparation Guide Power System Operation User Manual Power System Engineer User Manual Hardware Maintenance Manual Software Maintenance Manual OEM Document Draft 1 1 1 1 1 1 Final 3 3 3 3 3 3

Tabel 7 Project Documentation Judul dokumen Detailed Project Schedule Monthly Project Progress Report Minutes of Project Meeting Contract Change Documents Draft 1 1 1 1 Final 3 3 3 3

Semua dokumentasi yang dikirimkan kontraktor harus berisi: nomor dokumentasi, drawing documentation, nomor revisi atau issue, dan tanggal release atau revisi.

18.6.2.

Documentation Preparation Requirement Semua custom document harus dipersiapkan menggunakan Microsoft Office XP, Visio atau Autocad, dan program Microsoft lainnya. Kontraktor harus memberikan salinan elektronis semua custom document, dan PT PLN (Persero) harus diijinkan untuk mengedit file ini dan menghasilkannya dari dokumen tercetak untuk penggunaan sendiri. Halaman cover tiap custom document yang dikirimkan untuk review PT PLN (Persero) harus berisi informasi berikut : a. Logo kontraktor

118 dari 121

Spek SOGI, 25 Mei 2011 rev24

PT PLN (Persero) P3B Jawa Bali

b. c. d.

Logo PT PLN (Persero) Nama dokumen, nomor identifikasi, dan nomor revisi Tanggal dikeluarkannya dokumen

Kontraktor harus secara jelas menandai tiap dokumentasi atau informasi teknis yang dikirimkan ke PT PLN (Persero) sebagai pemilik kepentingan. Dokumen Tekstual Semua dokumen harus dicetak dalam bentuk sheet dengan standar A4 atau format 8,5" x 11", sebagaimana ditetapkan oleh PT PLN (Persero), dan dibatasi dalam sturdy D-ring type loose leaf binders. Dibutuhkan letter quality printing untuk dokumen draft maupun final-nya; printout berupa dot matrix atau berbentuk huruf besar tidak dapat diterima. Dokumen yang besar harus disusun menjadi separate volume dimana tebalnya harus kurang dari 3 inchi. Untuk menghasilkan dokumen yang dibutuhkan dapat digunakan high quality plain-paper copying, offset printing, atau proses pencetakan lain yang disetujui. Map dokumen tersebut harus memiliki saku (pocket) pada bagian belakangnya yang dapat menyimpan kartu identifikasi dokumen. Kartu ini harus mengidentifikasi set dokumen dan volume number. Semua material teks harus diketik, termasuk semua revisi, persamaan matematis, catatan, dan koreksi. Teks yang ditulis tangan tidak diperbolehkan. Material ilustratif dan drawing harus dimasukkan dan dicetak dalam kertas ukuran A4 atau 8,5" x 11" sebagaimana ditetapkan PT PLN (Persero). Penggunaan fold-out sheet harus dikurangi. Tabel daftar isi, mencantumkan semua bagian yang bernomor dan nomor halaman yang berhubungan dengan itu, harus diberikan dalam masingmasing dokumen. Dokumen dalam Bentuk Perangkat Lunak Semua data, informasi, dan dokumentasi disimpan dalam bentuk perangkat lunak dengan kriteria berikut ini: a. Data, informasi, dan dokumentasi dalam bentuk perangkat lunak under Windows XP b. Data, informasi, dan dokumentasi ditulis dalam bahasa Indonesia dan bahasa Inggris c. Data, informasi, dan dokumentasi disimpan pada sebuah PC khusus di komputer offline d. Pengguna dapat dengan mudah mencari data, informasi, dan dokumentasi yang diperlukan secara rinci (per kata) e. Pengguna dapat dengan mudah mengubah data, informasi, dan dokumentasi dalam bahasa Inggris menjadi bahasa Indonesia dan sebaliknya f. Data, informasi, dan dokumentasi tersebut dapat diperbaharui oleh pengguna menggunakan program interaktif under Windows XP g. Pengguna dapat mencetak data, informasi, dan dokumentasi tersebut secara manusiawi o Menyediakan tampilan help untuk membantu pengguna melihat, mengubah, menggunakan, atau mencetak data, informasi, dan dokumentasi.

Spek SOGI, 25 Mei 2011 rev24

119 dari 121

PT PLN (Persero) P3B Jawa Bali

18.6.3.

Review Dokumentasi Umum Semua custom documentation harus dikirimkan oleh kontraktor ke PT PLN (Persero) dengan maksud menunjukkan bahwa dokumentasi telah lengkap, dapat dibaca, telah benar ejaannya, dan dapat diaplikasikan ke sistem. PT PLN (Persero) harus memiliki resensi dan approval right dalam Custom Documentation dan harus memiliki hak terhadap: a. Fungsionalitas yang dibutuhkan secara kontrak yang dijelaskan secara eksplisit dalam Dokumentasi Desain b. Explicit demonstration dan pengujian fungsionalitas yang tampak dalam Implementation Documentation c. Dokumentasi yang disiapkan dalam hubungannya dengan kebutuhan penyiapan dokumentasi PT PLN (Persero) dapat memberikan komentar dalam desain yang diusulkan kontraktor, Bila dokumen tidak dibutuhkan oleh PT PLN (Persero), kontraktor harus menambah atau meninjau kembali dokumen tersebut dan mengirim ulang dokumen tersebut dalam waktu 15 hari kerja. Bila dokumen telah dikirim ulang, PT PLN (Persero) harus memiliki waktu 15 hari kerja lagi untuk me-review dokumen tersebut. Obligation Approval dari tiap dokumen oleh PT PLN (Persero) harus tidak mengurangi kontraktor dalam hal responsibilitas memenuhi semua kebutuhan dalam kontrak, termasuk kebutuhan bahwa Design Documentation harus benar. Kontraktor tidak dapat meminta tambahan biaya atau penambahan waktu untuk penundaan revisi dokumen yang mungkin penting untuk meyakinkan pemenuhan ketentuan dalam kontrak Approval of Document Setelah dokumen diterima dan direview oleh PT PLN (Persero), kontraktor akan diinformasikan bahwa dokumen telah disetujui seperti yang dikirimkan. Bila dibutuhkan revisi, PT PLN (Persero) akan mengembalikan satu set ke kontraktor dengan revisi yang dibutuhkan. Kontraktor harus membuat secara tepat revisi yang dibutuhkan dan mengirim ulang dokumen dalam waktu 15 hari kerja setelah tanggal notifikasi.

18.7.

Publikasi PT PLN (Persero) harus diijinkan untuk membuat salinan atau duplikat dan memberitahukan isi dari semua dokumentasi yang diberikan kontraktor termasuk publikasi, dokumentasi, manual, drawing, atau data. Gambar dan Dokumen Approval Semua gambar dan dokumentasi harus mempunyai label disudut kanan bawah sebagai berikut: PT PLN (Persero) Automation Kontrak No....

18.8.

Spek SOGI, 25 Mei 2011 rev24

120 dari 121

PT PLN (Persero) P3B Jawa Bali

Dan dengan menambahkan judul gambar/dokumen, nama kontraktor, serta tanggal dokumen tsb. Sebelum fabrikasi dimulai, dokumen/gambar yang memperlihatkan deskripsi, dimensi, fungsi secara sistem, konstruksi, unjuk kerja detail dari peralatan harus disampaikan kepada PT PLN (Persero) untuk persetujuan (approval). 2 (dua) set gambar/dokumen tersebut harus disampaikan sesuai jadual, dan harus direvisi/dimodifikasi oleh kontraktor bila dipandang perlu. Apabila terjadi revisi, kontraktor harus meminta persetujuan kembali dari PT PLN (Persero). Fabrikasi tidak dapat dimulai sebelum persetujuan dari PT PLN (Persero). Persetujuan dari PT PLN (Persero) terhadap gambar / dokumen harus dilampirkan dalam dokumentasi, agar kontraktor tidak melepaskan tanggung jawabnya untuk memenuhi scope dan kinerja sesuai dengan spesifikasi ini. 18.9. Dokumen manual untuk Instalasi, Operasi dan Pemeliharaan Lisensi semua perangkat lunak yang dipergunakan harus diberikan oleh kontraktor atas nama PT PLN (Persero). Kontraktor berkewajiban menyampaikan 5 (lima) copy dokumen manual untuk detail instalasi dan Operasi & Pemeliharaan. Kontraktor juga harus menyampaikan 5 (lima) copy setiap gambar/dokumen as built untuk setiap lokasi/peralatan dan source code, masing-masing hardcopy (5 copy) dan softcopy (3 copy). Seluruh dokumentasi/gambar harus sesuai dengan ISO 2000 Sistem manual harus terdiri dari manual invidual peralatan, gambar layout, gambar wiring, dan setting software. Gambar-gambar harus dibuat dalam file computer under Windows. Softcopy seluruh dokumen harus disimpan dalam PC khusus dan CDROM Softcopy dalam PC dan CD-ROM tersebut harus mempunyai kemampuan pencarian dokumen, bagian dokumen atau item di dalam dokumen secara perangkat lunak Seluruh softcopy dokumentasi harus dibuat dalam format yang mendukung perubahan data oleh pengguna Semua dokumentasi tersebut diatas harus diserahkan sebelum BAST II ditandatangani. Lisensi Lisensi untuk sofware SOGI dan tool fungsi operasi dan enjinering / konfigurator (1 (satu lisensi untuk semua lokasi)

19.

Spek SOGI, 25 Mei 2011 rev24

121 dari 121

Information

SPESIFIKASI

122 pages

Find more like this

Report File (DMCA)

Our content is added by our users. We aim to remove reported files within 1 working day. Please use this link to notify us:

Report this file as copyright or inappropriate

189


You might also be interested in

BETA
SPESIFIKASI